Результаты расчета безразмерных плотностей бурового раствора

kдл	0в	0н	0гр	0с
kдл = 1
kдл = k

На рис. 5 приведен пример соотношений ₀ при нормальных условиях бурения. Плотность бурового раствора может быть выбрана в соответствии с неравенством (44). При отсутствии дополнительных ограничений

₀ = _0с.

На рис. 6 приведены типичные ситуации осложненных условий бурения, не рассмотренные выше.

В ситуации, соответствующей рис. 6, а выбор плотности бурового раствора подчинен неравенству _0н < ₀ < _0гр. При этом будут иметь место повышенные потери бурового раствора и потребуется разработка и реализация соответствующих мероприятий по их предупреждению. При k_дл < [k_дл] будет наблюдаться пластическое деформирование или даже разрушение стенок скважины, и дальнейшее бурение сильно осложнится.

а б в

Рис. 6. Зависимости ₀ от k_дл в осложненных условиях бурения

На рис. 6, б показан случай, характерный для пластичных горных пород, которые в естественных условиях находятся в напряженном состоянии, близком к предельному. Незначительное снижение k_дл приведет к нарушению неравенства (43) и переходу горной породы в пластическое состояние. В этом слу-

чае расчет устойчивого состояния стенок скважины необходимо провести относительно плотности бурового раствора и времени из условия, чтобы изменение диаметра скважины не превышало допустимой величины. Этот расчет в пособии не рассматривается.

Ситуация, показанная на рис. 6, в, соответствует случаю, когда нарушается неравенство (44) и необходимо применение технологии бурения на равновесии. Для этого необходимо дополнительное оборудование для герметизации устья скважины и регулирования давления бурового раствора на выходе из скважины. В этом давление в скважине создается не только весом столба бурового раствора и гидравлическими потерями в кольцевом зазоре скважины, но и давлением на устье р_у. При этом гидравлические потери р могут быть как положительными (при работе насосов и спуске бурильного инструмента), так и отрицательными (при подъеме бурильного инструмента из скважины), а устьевое давление только положительным. В этом случае рекомендуется определять плотность бурового раствора по формуле

₀ = (р_п  р)/р_в. (45)

Недостающая величина противодавления на пласты создается на устье скважины регулированием устьевого давления р_у.

Принятую плотность бурового раствора для бурения заданного интервала необходимо представить в размерном виде, а именно:

₁ = _в ₀ = 1000₀, кг/м³. (46)

Рассмотренные ситуации не охватывают всего многообразия случаев, возможных при бурении скважин, так как возможны их комбинации.

Выбранная плотность бурового раствора для заданного интервала бурения (пласта) является основным итогом расчетных домашних заданий.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Ашмарин И.П., Васильев Н.Н., Абросов В.А. Быстрые методы статистической обработки и планирования экспериментов. – Л.: Изд-во Ленинградского университета, 1975. – 78 с.

2. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. – М.: Недра, 1994. – 261 с.

3. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях /В.И. Игревский, А.С. Аверин, М.И. Агапчев и др. – М.: Миннефтепром СССР, 1983. – 66 с.

4. Попов А.Н., Головкина Н.Н. Прочностные расчеты стенок скважины в пористых горных породах: Учеб. пособие.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. - 70 с.