библиотека нефтяника / Бурение скважин / Глава 6

Для достижения высоких vì необходимо, чтобы начальная фильтрация буровых растворов в момент разрушения породы на забое была высокой, так как это способствует быстрейшему выравниванию перепада давления. Однако при вскрытии продуктивных объектов к выбору показателя фильтрации растворов необходимо подходить избирательно и осторожно, так как качество вскрытия пласта – основной показатель успеха бурения.

Зарубежный и отечественный опыт убеждает, что от степени совершенства технологии промывки скважин в значительной мере зависят механическая скорость проходки и проходка на долото – основные техниче- ские показатели бурения скважин. Правильно выбранные тип бурового раствора, показатели его технологических свойств, режим циркуляции и распределение гидродинамических давлений в циркуляционных каналах позволяют довести эти технические показатели до максимума, а вероятность возникновения осложнений свести к минимуму.

В современной технологии промывки скважин еще много неиспользованных возможностей.

Переход в зарубежной практике бурения скважин на применение буровых растворов с содержанием твердой фазы на 3–4 % (вместо 10–12 %) позволил увеличить проходку на долото до 40 %, механическую скорость проходки – до 30 %. Снижение концентрации глинистых частиц на 1 % позволило получить приращение механической скорости проходки в среднем на 6–7 %.

Из практики бурения скважин известно, что буровой раствор на углеводородной основе обходится очень дорого. К тому же он создает определенные неудобства для обслуживающего персонала и часто пожароопасен. Однако с помощью таких растворов можно достичь тех результатов, которых невозможно достичь растворами на водной основе, например, при вскрытии продуктивных горизонтов.

Растворы на углеводородной основе могут обеспечить высокие показатели работы долот. Такие растворы более устойчивы к высоким температурам, позволяют избежать осложнений при бурении солевых отложений и пород, склонных к набуханию в водных средах.

Положительна роль раствора при наличии сероводорода и двуокиси углерода, так как дисперсионная среда раствора неэлектропроводна. Умело регулируя водосодержание в них, можно на длительный период избежать осыпей и обвалов в неустойчивых глинистых разрезах.

В 1967 г. C.P. Lawhon сообщил результаты экспериментов по определению влияния воды в дизельном топливе на скорость проходки в известняках проницаемостью (0,35–1,3) 10–13 ì2 и в песчаниках проницаемостью до 5 10–13 ì2 при бурении шарошечным долотом малого диаметра (d ≈ ≈ 32 мм). Он установил, что скорость проходки с чистым дизельным топливом составляла 98 % скорости проходки при бурении на воде; для бурового раствора она составляла 86 %; при увеличении содержания воды от 5 до 40 % относительная скорость проходки несколько увеличилась (на 7 %).

На основе своих опытов С.Р. Lawhon сделал следующие выводы:

1.Маловязкий раствор на нефтяной основе, в частности дизельное топливо, позволяет получить такую же скорость проходки, как и с использованием технической воды.

2.Растворы на углеводородной основе с высокой концентрацией воды позволяют обеспечить примерно такую же скорость проходки, как и высококачественные буровые растворы на водной основе с оптимальной добав-

185

кой смазывающих веществ (нефть, гудроны и др.). Позже эти выводы были подтверждены.

Положительный опыт применения в качестве бурового раствора гидрофобной эмульсии, стабилизатором для которой служит многотоннажный продукт нефтехимической промышленности – окисленный петролатум, описан А.Г. Розенгафтом. Путем введения в эту эмульсию гидроокиси кальция достигается хорошая агрегативная устойчивость, позволяющая увеличить ее «глиноемкость» до 20 % по весу. Такая эмульсия включает в себя 45 % дизельного топлива или нефти, 50 % воды, 5 % окисленного петролатума, 3–5 % гидроокиси кальция. В зависимости от минералогического состава хемогенных пород вода может насыщаться хлористыми солями натрия, магния или кальция.

В Мамонтовском УБР объединения «Зипсиббурнефть» разработан и внедрен маловязкий нефтеэмульсионный буровой раствор, который полу- чают, добавляя в буровой раствор на водной основе нефть совместно с эмульгатором неионогенного типа и переводя его в устойчивую эмульсию.

Применение такого раствора при бурении скважин позволило улуч- шить показатели работы долот: проходка на долото увеличилась в среднем на 15 %, а механическая скорость проходки – на 7 %.

Применение нефтеэмульсионных растворов позволяет сохранить устойчивым ствол скважины в глинистых отложениях, что не ухудшает показатели долота, а способствует улучшению выноса керна и сохранению естественной проницаемости нефтеносных горизонтов.

Преимущества растворов на углеводородной основе (РУО) по сравнению с растворами на водной основе объясняются следующим:

1.Фильтрат РУО представлен углеводородами, благодаря ему исключа- ется набухание глинистых минералов, сохраняется естественная устойчи- вость глинистых резервов и естественная проницаемость гранулярных коллекторов, в цементирующем веществе которых присутствует глина.

2.РУО не только предотвращает диспергирование шлама, особенно при бурении в глинах, но и агрегирует мелкие частицы в более крупные. В результате этого не только улучшается степень очистки забоя и ствола скважины от обломков породы, но и резко повышается эффективность очистки промывочной жидкости от шлама.

3.РУО обладает хорошей смазывающей способностью, в результате чего не только уменьшается вероятность затяжек-посадок, прихватов бурильной колонны, степень ее скручивания при вращении ротором, но самопроизвольно увеличивается нагрузка на долото в связи с уменьшением силы трения труб о стенки скважины при одинаковых значениях осевых нагрузок, определяемых на поверхности по индикатору веса. Это способствует увеличению скорости проходки.

4.Вязкость РУО уменьшается при повышенных температурах, что может стать положительным фактором при бурении глубоких высокотемпературных скважин, так как вызывает раннюю турбулизацию потока под долотом.

Однако, несмотря на все эти преимущества, буровые растворы на углеводородной основе следует рассматривать как предназначенные главным образом для вскрытия нефтегазоносных горизонтов и бурения в разрезах, осложненных неустойчивыми глинистыми породами, хемогенными отложениями и массивом многолетнемерзлых пород. Более широкому их применению будут и впредь препятствовать высокая стоимость, неудобство в

186

обслуживании, взрыво- и пожароопасность, расход важных материалов, трудность хранения и утилизации после окончания бурения скважины, а также другие проблемы, связанные с качеством крепления скважин и разобщения пластов, глубинными геофизическими исследованиями и охраной окружающей среды.

6.6. ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА ПРОМЫВКИ НА СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ

Одна из главных функций циркулирующего бурового раствора – очи- стка забоя и ствола скважины от обломков породы. От эффективности выполнения этой функции в значительной мере зависит скорость проходки скважины. Однако в ряде случаев гораздо больше на скорость бурения влияет другой фактор циркуляции – гидромониторный эффект размыва забоя: с увеличением скорости истечения бурового раствора из насадок долота скорость бурения увеличивается.

Скорость и режим циркуляции бурового раствора определяют интенсивность размыва забоя потоком, значение дифференциального давления на забое, качество очистки забоя и ствола от разрушенной породы, степень размыва скважины, энергетические затраты на циркуляцию, т.е. то, что прямо влияет на скорость бурения скважин.

С повышением производительности промывки будет интенсифицироваться размыв породы на забое, улучшаться удаление шлама с забоя, при этом скорость бурения должна увеличиваться. Однако возникают и отрицательные моменты: повышается дифференциальное давление на забое за счет увеличения потерь напора в кольцевом пространстве и давления падающей на забой струи бурового раствора, интенсифицируется процесс размыва стенок ствола скважины восходящим потоком, растут энергетиче- ские затраты на циркуляцию, могут возникнуть поглощения бурового раствора.

Таким образом, при выборе гидравлической программы промывки скважины для каждого конкретного случая должно быть принято компромиссное решение, позволяющее достичь высоких скоростей бурения при минимальных затратах на процесс бурения. При этом скорость и направление истечения бурового раствора из насадок долота, режим циркуляции под долотом в кольцевом пространстве скважины, дифференциальное гидродинамическое давление на забое – основные показатели промывки, влияющие на эффективность процесса бурения.

Все показатели промывки определяются прежде всего значением подачи буровых насосов и настолько тесно взаимосвязаны, что зачастую их роли трудно разделить.

Производительность циркуляции бурового раствора – комплексный показатель промывки скважин. С ростом этого значения улучшается очи- стка забоя, а следовательно, повышается эффективность работы долота. В то же время увеличиваются потери давления в кольцевом пространстве и растет гидродинамическое давление на забое, создаются неблагоприятные условия для отхода сколотой долотом частицы от забоя, КПД долота снижается, вследствие чего уменьшаются механическая скорость проходки и проходка на долото.

В.С. Федоровым установлено, что существует определенный предел

187

технологически необходимого расхода промывочной жидкости, дальнейшее увеличение которого нерационально. Этот предел диктуется, в первую оче- редь, необходимостью обеспечения эффективной очистки забоя от шлама. Его находят опытным путем.

При изучении влияния плотности бурового раствора на показатели работы долота установлено, что в разных условиях бурения оно количественно разное и зависит также от глубины скважины, типа пород, порового давления и т.д. Лучше всего проходка на долото и механическая скорость проходки коррелируются с дифференциальным статическим давлением (с разностью между гидростатическим и внутрипоровым давлениями). Чем меньше эта разность, тем эффективней порода разрушается долотом. Оче- видно, дифференциальное давление на забое является комплексным параметром, который значительно влияет на характер взаимодействия долота с породой на забое.

С увеличением производительности циркуляции бурового раствора растут гидравлические потери в кольцевом пространстве скважины и в связи с этим повышается гидродинамическое давление на забой. Особенно это заметно при переходе от ламинарного режима течения к турбулентному. Потери давления в кольцевом пространстве скважины могут при этом измениться на единицы и даже десятки атмосфер. Эти значения иногда малы по сравнению с гидростатическим давлением столба бурового раствора, однако и они могут оказать решающее влияние, особенно тогда, когда гидростатическое и пластовое (внутрипоровое) давления близки по зна- чению, что характерно для современной технологии бурения скважин.

Таким образом, отрицательным последствием интенсификации промывки скважины может стать увеличение дифференциального давления на забое скважины и, как следствие, ухудшение условий разрушения породы на забое скважины.

Один из основных факторов, влияющих на эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины, – качество очистки забоя от обломков породы циркулирующим буровым раствором (под каче- ством очистки забоя будем понимать скорость смыва и количество смываемых частиц шлама. Как правило, бурение (особенно турбинное) осуществляется в условиях несовершенной очистки забоя скважины. Из-за зашламленности забоя зубья породоразрушающего инструмента не имеют непосредственного контакта с поверхностью разрушаемой породы; осевая нагрузка со стороны долота воспринимается не только забоем, но и шламовой подушкой. Эффективность внедрения зуба долота в забой скважины существенно ухудшается, скорость проходки уменьшается.

Выполненные в Уфимском нефтяном институте исследования показали, что даже тонкий слой шлама на поверхности мрамора на 30–40 % снижает передаваемое на мрамор усилие со стороны вдавливаемого пуансона (зуба).

Лабораторными исследованиями, выполненными фирмой «Эссо Продакшн» с помощью микродолот, установлено, что механическая скорость проходки наилучшим образом коррелируется с функцией числа Рейнольдса. Последующие промысловые исследования, выполненные фирмой «Империэл Ойл» в Канаде, подтвердили характер этой зависимости.

Считается, что причиной тесной корреляции между механической скоростью проходки и числом Рейнольдса потока бурового раствора под долотом служит то, что число Рейнольдса является показателем толщины

188

пограничного слоя бурового раствора у забоя. А сам пограничный слой затрудняет смыв обломков породы с забоя.

При Re = 100ч1000 характерна ситуация, когда обломки породы удаляются вихрями, которые образуют движущиеся зубья долота. При этом пограничный слой настолько велик, что при неподвижном долоте обломки породы с забоя потоком бурового раствора не смываются. В этом случае механическая скорость проходки не зависит от числа Рейнольдса.

По мере увеличения числа Рейнольдса от 103 äî 105 вихревые потоки начинают достигать забоя. В результате уменьшения толщины пограничного слоя качество очистки забоя от обломков породы улучшается, и, как следствие, увеличивается механическая скорость проходки. В этом диапазоне чисел Рейнольдса темп увеличения механической скорости проходки наибольший.

Ïðè Re = 105÷106 интенсивность роста механической скорости проходки по-прежнему заметно снижается.

Наконец, при Re > 106 достигается совершенная очистка забоя, и механическая скорость проходки снова не зависит от числа Рейнольдса. Обломки породы с забоя удаляются сразу же после их образования и не попадают повторно под зубья долота. Поэтому дальнейшее увеличение числа Рейнольдса не способствует заметному увеличению механической скорости проходки за счет улучшения качества очистки забоя. Однако это не исклю- чает дальнейшего повышения эффективности работы долота путем увели- чения осевой нагрузки и частоты его вращения, скорости истечения бурового раствора из насадок долота и т.д.

Для практического применения результатов описанных исследований и экспериментов предлагается использовать понятие индекса механической скорости проходки (ИМС), который связывают с числом Рейнольдса сле-

дующими эмпирическими зависимостями: при Re < 1900 ИМС = 0,04; при 1900 ≤ Re ≤ 5 104 ÈÌÑ = 0,001 Re0,45; ïðè 5 104 ≤ Re ≤ 5 105 ÈÌÑ = = 0,01 Re0,27; ïðè Re > 5 105 ÈÌÑ = 0,32.

Индекс механической скорости проходки отражает лишь влияние свойств бурового раствора и режима циркуляции в поддолотной зоне на качество очистки забоя от выбуренной породы, но он не учитывает эффект размыва забоя гидромониторной струей. Для перехода через этот показатель ИМС к абсолютному значению механической скорости проходки необходимо знать для данных конкретных условий значение механической скорости и соответствующее ему значение ИМС:

vìx = vìA (ÈÌÑ)x,

(ÈÌÑ)A

ãäå vìõ è vìÀ – соответственно искомая и известная механическая скорость проходки; (ИМС)õ, (ÈÌÑ)À – индексы механической скорости проходки соответственно для vìõ è vìÀ.

Расчеты показывают, что при прочих равных условиях ИМС выше при меньшем числе насадок на долоте. Это подтверждено результатами промысловых экспериментов: закупоривали в период долбления одну-две насадки долота, и при этом механическая скорость проходки никогда не уменьшалась, а часто, наоборот, увеличивалась.

Таким образом, режим течения бурового раствора под долотом может существенно повлиять на показатели работы долота, так как служит определяющим фактором в степени очистки забоя от шлама.

189

Из отечественной и зарубежной практики бурения скважин известно, что по мере увеличения скорости истечения бурового раствора из отверстий долота разрушение забоя долотом интенсифицируется. Это обусловлено, с одной стороны, увеличением количества подаваемой к забою промывочной жидкости, а с другой – увеличением кинетической энергии струи, бомбардирующей поверхности забоя. Механическая скорость проходки тесно коррелируется с гидравлической мощностью, срабатываемой на долоте, и со скоростью струи бурового раствора в насадках долота: с увеличением этих параметров механическая скорость проходки увеличивается.

Промыслово-экспериментальные работы (ВНИИБТ) при бурении роторным способом позволили установить, что с увеличением скорости исте- чения струи из насадок гидромониторных долот от 56 до 111–127 м/с при практически неизменной производительности циркуляции бурового раствора достигалось увеличение механической скорости проходки почти в 2 раза. Установлено, что с увеличением перепада давления на насадках долота от 2,0 до 10,5 МПа при производительности циркуляции 20–26 л/с механическая скорость проходки возрастала в 2–3 раза. Причем наиболее интенсивный рост механической скорости проходки отмечался в диапазоне перепадов давлений на насадках 3,0–8,0 МПа. При перепаде на насадках более 9,0 МПа зависимость механической скорости проходки от скорости истечения бурового раствора из насадок долота заметно ослабевала.

На основании выполненных работ в Ставрополье сделаны практически важные выводы о роли скорости истечения струи из насадок гидромониторных долот в процессе разрушения пород на забое: при увеличении скорости истечения от 40–70 до 100–110 м/с при бурении в мягких породах можно повысить механическую скорость проходки на 50–100 % и рейсовую скорость бурения – на 10–60 %; в породах средней твердости в этом случае можно достичь увеличения механической скорости проходки на 30–80 %.

На эффективность размыва породы гидромониторной струей значи- тельно влияет гидростатическое давление: с увеличением его эффективность размыва забоя струей снижается. Но если с технологической точки зрения положительная роль высокоскоростной струи в разрушении породы долотом очевидна, то целесообразность применения гидромониторных долот при бурении в разных геологических условиях определяется прежде всего прочностными характеристиками разбуриваемых пород.

Экспериментальным путем установлено (Б.В. Байдюк, Р.В. Винярский), что при действии гидромониторной струи на забой скважины могут наблюдаться три частных эффекта, в совокупности определяющие роль струи в разрушении забоя.

Первый – эффект смыва с забоя сколотых частиц породы (шламовой подушки). Как было указано выше, он определяется не столько силой удара струи о забой, сколько режимом течения промывочной жидкости в поддолотной зоне. Второй заключается в выемке недоразрушенной породы и в разрушении перемычек между лунками, образовавшимися под зубьями долота. Третий заключается в непосредственном разрушении струей материнской породы.

Согласно исследованиям Н.А. Колесникова, А.К. Рахимова и других выявляется четвертый эффект воздействия гидромониторной струи. С увеличением скорости взаимодействия струи с забоем проницаемых горных

190

пород возрастает интенсивность смыва глинистой корки, что обусловливает рост давления на глубине разрушения и снижает напряжения в скелете породы. В итоге облегчаются условия и эффективность разрушения горных пород.

Частные гидромониторные эффекты зависят от соответствующего со- четания твердости и проницаемости породы. При этом суммарный гидромониторный эффект для одной и той же породы не является монотонной зависимостью от удельного давления струи на забой, а представляет собой сменяющие друг друга участки усиления и ослабления эффекта, а значения удельных давлений, соответствующие этим участкам, зависят от твердости и сплошности породы.

Итак, совершенствование гидравлической программы промывки скважин – важный резерв повышения скоростей бурения, особенно в мягких и средних породах, при использовании гидромониторных долот.

После установления влияния различных показателей технологического процесса промывки на скорости бурения скважин появляется возможность сформулировать основные требования к буровым растворам, которые вытекают из необходимости обеспечения в процессе бурения минимального дифференциального давления на забое, минимальной толщины фильтраци- онно-шламовой подушки на забое, совершенной очистки забоя от обломков разрушенной долотом породы, максимальной силы удара о забой струи бурового раствора, вытекающего из насадок долота.

С позиций достижения наилучших показателей работы долот и повышения скоростей бурения скважин к буровым растворам можно предъявить следующие основные требования:

1)жидкая основа буровых растворов должна быть маловязкой и иметь низкое значение поверхностного натяжения на границе с горными породами;

2)в твердой фазе бурового раствора концентрация глинистых частиц должна быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы – максимальным;

3)буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах. Они должны иметь стабильные показатели технологических свойств;

4)буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирования и набухания;

5)буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;

6)желательно, чтобы буровые растворы в своем составе имели не менее 10 % смазывающих добавок, а также содержали газообразную фазу.

Естественно, эти общие требования не являются догмой, а их выполнение во многом зависит от геолого-технических условий бурения. Однако они позволяют выбрать именно тот раствор, который не только исключит осложнения и аварии в скважине, но и обеспечит высокие скорости ее бурения. В каждом конкретном случае необходимо решать комплексную задачу о целесообразности применения того или иного раствора с учетом технической вооруженности буровой установки, оперативности снабжения

191

ее материалами, квалификации работников, географического положения скважины и т.д.

Выполнение на практике сформулированных общих требований к буровому раствору необходимо, но недостаточно для выбора бурового раствора с целью обеспечить сохранность проницаемости продуктивного горизонта. Критерии выбора несколько иные. Безусловно, только реализация наиболее полного комплекса предложенных мероприятий позволит достичь заметного повышения эффективности бурения скважин. Использование лишь некоторых мероприятий вряд ли позволит достичь стабильного технологического и экономического эффекта.

6.7. РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ

Углубление (механическое бурение) – это результат разрушения горных пород долотом, вращающимся с определенной скоростью и находящимся под некоторой нагрузкой при постоянном очищении забоя скважины от выбуренной породы буровым раствором определенного качества, движущимся с некоторой заданной скоростью.

Об эффективности бурения обычно судят по скорости проходки скважины и стоимости метра проходки. Для оценки отдельных видов работы, связанных с проходкой скважины, введены понятия о механической, рейсовой, технической, коммерческой и полной скоростях бурения. Ниже дается взаимная связь между этими скоростями.

Примем следующие обозначения:

vñð – средняя механическая скорость бурения, м/ч; vð – рейсовая скорость бурения, м/ч;

vò – техническая скорость бурения, м/ч или м/станко-месяц; vê – коммерческая скорость бурения, м/станко-месяц;

vï – полная скорость бурения, м/станко-месяц;

Tá – продолжительность бурения скважины, включая расширку и проработку tï, ÷;

Tñï – продолжительность спускоподъемных работ, связанных со сменой долот, включая и время на наращивание инструмента, ч;

Tîñí – продолжительность всех производительных работ, кроме преду-

смотренных Tá è Tñï, ÷;

Tï – продолжительность непроизводительного времени (остановки, ликвидация аварий и т.д.), ч;

Tâ – продолжительность строительства вышки и монтажных работ, ч; L – глубина скважины, м.

Тогда

ãäå ñ – переводный коэффициент времени (с часов на месяцы). Указанные соотношения можно представить и несколько иначе, а

именно:

Из приведенных формул видно, что vð, vò è vê зависят от vñð, кроме того, из перечисленных скоростей каждая последующая зависит от предыдущей.

Ñростом vê соответственно увеличивается vð è vê, что согласуется с выводами, вытекающими из формул (6.2)–(6.5).

Многочисленными исследованиями установлено, что vñð, vð, vò è vê уменьшаются с увеличением глубины L скважины, а стоимость метра проходки при всех способах бурения является возрастающей функцией глубины скважины.

Ñростом vê, как правило, резко уменьшается удельный расход электроэнергии в бурении, уменьшается расход материалов, используемых при бурении. Представляет несомненный интерес выявление факторов, влияющих на скорость бурения; установление влияния каждого из факторов в отдельности и в совокупности; установление природы падения скорости бурения в связи с углублением скважины; изыскание путей для уменьшения темпа снижения скорости бурения в связи с ростом глубины скважины.

На темп углубления скважины решающее влияние оказывают три группы факторов (по В.С. Федорову):

1. Группа природных факторов (механические свойства пород, условия

их залегания, природа вещества, заполняющего поровые пространства,

èäð.).

2.Технико-технологические факторы (способ разрушения породы, конструктивные особенности и долговечность разрушающих инструментов, метод удаления с забоя скважины выбуренной породы, совершенство и мощность бурового оборудования и т.д.).

3.Деловая квалификация работников буровой бригады. Значительно влияют на скорость бурения организация работ в смене, сработанность рабочих в смене, их деловая квалификация.

193

Влияние различных факторов на процесс бурения

Буровые долота выбирают в зависимости от физико-механических свойств горных пород, глубины их залегания и способа бурения. Применяют шарошечные, лопастные, фрезерные, дробящие, алмазные долота и долота ИСМ различных типов и размеров для сплошного бурения и бурения кольцевым забоем. Для мягких пород рекомендуются долота режущескалывающего типа. Для разрушения абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород предназначены долота дробящескалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, вращающихся вокруг своей оси и оси долота. Одновременно с дробящим действием зубья или штыри шарошек при проскальзывании по забою скалывают породу.

Для разбуривания пород, перемежающихся по твердости и абразивности, используют долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу твердосплавными штырями, расположенными в торцевой части долота или в кромках его лопастей. Алмазные долота рекомендуется применять для разбуривания пород твердых и средней твердости. Наибольший удельный вес в отечественной и зарубежной практике бурения имеют трехшарошечные долота различных типов и размеров.

Для увеличения скорости бурения большое значение приобретает углубление и расширение теоретических и экспериментальных исследований механики разрушения горных пород и режима бурения скважин, так как частичная модернизация шарошечных долот и технологии бурения уже не обеспечивает существенного роста основных технико-экономических показателей буровых работ.

Режим бурения. По В.С. Федорову, под режимом бурения понимают определенное сочетание факторов, влияющих на показатели бурения. Эти факторы называются параметрами режима бурения.

К числу важнейших параметров относятся: осевая нагрузка на долото Ðä; частота вращения долота (или ротора) n; количество (расход) циркулирующего бурового раствора; качество циркулирующего бурового раствора, подаваемого на забой (фильтрация Ф, статическое напряжение сдвига θ, вязкость η, плотность ρ).

Соотношения между параметрами режима подбирают таким образом, чтобы получить наиболее высокие количественные показатели при требуемых качественных и возможно более низкую себестоимость 1 м проходки.

Обобщенным количественным показателем механического бурения, зависящим от параметров режима бурения, является рейсовая скорость проходки vð.

Сочетание параметров режима бурения, при котором получают наиболее высокую рейсовую скорость проходки vð и требуемые качественные показатели бурения, при данной технической вооруженности буровой называется оптимальным режимом бурения.

В практике бурения встречаются случаи, когда необходимо подбирать параметры режима бурения для решения специальных задач – обеспечить качественные показатели. Количественные показатели бурения в этом слу- чае второстепенные. Такие режимы бурения называются специальными. К ним относятся режимы бурения, применяемые в неблагоприятных геологи- ческих условиях, а также режимы бурения, используемые при изменении

194