Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном - вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.

Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.

Аналогичный процесс - поступление в скважину нефти, газа - протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина:

Рпл = h×r×g

При практических расчетах формулу используют в следующем виде:

Рпл = h×r/с,

где С – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.

Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины или величиной абсолютной отметки.

Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.

Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается, соответственно различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление.

В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены три основных элемента:

область питания - зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обусловливающее движение воды,

область стока - основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод,

область разгрузки - части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением), в которых происходит разгрузка подземных вод

1.Пластовые давления и температура. Основные энергетические источники в пласте: давление газа, упругие свойства газа, давление вод.

1. Для того чтобы нефть или газ попали в ловушку, она должна быть сформирована заранее. Если же ловушка образовалась после миграции, естественно, ни нефти, ни газа в ней не будет. Оказавшись в ловушке, газ и нефть располагаются соответственно своей плотности. Газ, как более легкий, поднимается вверх, образуя газовую шапку, где поры породы-коллектора заполнены газом. Нефть перемещается в центральную часть ловушки, в нефтяной пласт. Соленая вода, как более тяжелая опускается вниз.Самый распространенный тип ловушек – насыщенная залежь. В этом случае вверху коллектора всегда располагается газовая шапка, Нефть в коллекторе успевает растворить максимально возможное количество природного газа, поэтому она является насыщенной. Для ненасыщенной залежи характерна отсутствие газовой шапки. Здесь нефть также содержит растворенный газ, но она могла бы растворить большее количество, поэтому является ненасыщенной. Иногда газовый коллектор располагается непосредственно сверху воды.Граница между газовой шапкой и нефтяным слоем в коллекторе называется газонефтяным контактом, между нефтью и водой – водонефтяным контактом. Переход может быть как резким, так и постепенным; граница, как правило, расположена горизонтально.Наивысшая точка ловушки называется гребнем. Первую разведывательную скважину обычно бурят на нефтяной структуре, т.е. на ее гребне, где вероятность обнаружить нефть или газ считается наиболее высокой. В других случаях скважины бурят сбоку от гребня, т.е. за пределами нефтяной структуры. Если же скважина пробурена слишком далеко, то, вероятно, она не даст промышленных объемов газа или нефти и окажется сухой.В ловушке выше порогды-коллектора должна располагаться покрывающая порода – непроницаемый слой, который не пропускает флюиды. Отсутствие покрывающей породы приводит к утечке нефти и газа на поверхность. Наиболее распространенными покрывающими породами являются сланец и соляные пласты, ими также могут служить хорошо сцементированные сланцеватые породы, микрит, мел или вечномерзлотные породы.Возникновение газонапорного режима связано с давлением газа в первичной газовой шапке, с самого начала располагающейся над нефтью. Расширяющийся газ выталкивает нефть в скважину. При этом выделяющейся из нефти растворенный газ создает дополнительную энергию. По мере добычи нефти коллектор с газонапорным режимом характеризуется умеренным снижением и давления пластовых флюидов, и уровня добычи. Резкое повышение газового фактора во время добычи свидетельствует о том, что расширяющаяся газовая шапка достигла скважины, поэтому далее добыча нефти из скважины будет весьма ограниченной. Такой тип коллектора лучше всего разрабатывать на скважинах, где добыча производится только из нефтеносного пласта коллектора, оставляя газовую шапку исключительно как источник энергии. Поступление воды обычно очень незначительно либо отсутствует. При газонапорном режиме коллектора добывают умеренное количество залегающей пластовой нефти.Коллекторы с водонапорным режимом используют энергию расширения воды, залегающей рядом с коллектором или под ним. Добываемая нефть замещается в порах породы водой, поступающей как снизу коллектора, так и сбоку. Активный водонапорный режим при эксплуатации скважины способствует поддерживанию в коллекторе практически постоянного пластового давления и практически постоянного темпа добычи. Количество добываемое из скважины воды существенно повышается, когда расширяющаяся вода попадает в скважину. При этом режиме процент добычи нефти из коллектора относительно высок.

Фильтрационные свойства пород-коллекторов. Проницаемость

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность к фильтрации, т.е к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью.

Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.

В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух- или трехфазовая фильтрация - совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку.

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.

Основные закономерности разрушения горных пород. Буримость пород.

1. Сопротивление горных пород разрушению в процессе бурения наиболее полно характеризуется показателями механических и абразивных свойств пород: плотностью, объемной массой, прочностью на одноосное сжатие, твердостью и др. Плотность горной породы р_т (в кг/м³) - масса единицы объе­ма твердой фазы минерала или* породы: ; т - масса образца породы в чистом и сухом виде, кг; V₁ -объем пор и пустот в горной породе, м³; V₂ - общий объем поро­ды (объем твердого минерального скелета в данном объеме), м³ . Объемная масса горных пород р_п (в кг/м³) - масса единицы объема сухой породы при данной пористости в ее естественном состоянии. Прочность на одноосное сжатие σ_сж (в МПа) - напряжение, при котором горная порода начинает разрушаться, существенно зависит от минералогического и петрографического составов по­роды. От величины ст_сж зависит энергия, расходуемая на разру­шение породы. Твердость породы р_т (в МПа). По методу вдавливания штампа характеризуется локальная прочность породы при вдавлива­нии в нее другого более твердого тела. Твердость породы влияет на величину внедрения в них режущих элементов долот. Клас­сификация горных пород по р_ш и а_т, предложенная Л.А. Шрей-нером. Коэффициент Пуассона V характеризует отношение относи­тельной поперечной деформации к относительной продольной деформации при растяжении или сжатии. Применяется для вычис­ления горизонтального сжимающего горного давления. Коэффициент пластичности К_пл характеризует отношение об­щей работы, затраченной на разрушение породы под штампом, к работе упругих деформаций. По величине К_пл все породы разде­лены на шесть категорий:

Категория................. 12 3 4 5 6

К_пл............................... 1 >1-2 >2-3 >3-4 >4-6 >6-8

Абсолютная (общая) пористость Я_а - это отношение полного объема пор (пустот) к объему всей породы. Проницаемость - способность пород пропускать под действи­ем градиента давлений пластовые флюиды (жидкость, газ и ГЖС). Гранулометрический состав породы - количественное содер­жание в горной породе разных по размеру зерен (в % для каж­дой фракции). Геостатическая температура пород Т_Т - это температура в естественных условиях залегания пород в земной коре, т.е. до начала бурения или после весьма длительного простоя скважины без промывки.С увеличением глубины залегания пород ниже нейтрального слоя (ближайший к дневной поверхности слой породы, температура которого не изменяется при суточных и сезонных колеба­ниях температуры атмосферного воздуха) она возрастает, причем интенсивность роста, как правило, изменяется чаще в сторону уменьшения. В районах, где геотермический градиент с глубиной изменяется весьма незначительно, распределение геостатических температур приближенно можно рассчитать по формулеТ_г= Т_пл-Г(L_пл - L)где Т_пл - известная температура на глубине L_пл, °С; Г - геотермический градиент - прирост Т_пл на каждый метр глубины залегания породы, °С/м (с глубиной несколько изменяется). Многолетнемерзлые горные породы - зона земной коры, в пре­делах которой горные породы охлаждены ниже 0 °С непрерывно от нескольких лет до тысячелетий. Мощность их в северных и се­веро-восточных районах России измеряется сотнями метров, а температура достигает (-7)-(-12)°С. Обломочные водонасыщенные рыхлые и слабосцементированные горные породы при замерза­нии и оттаивании резко изменяют свои свойства: при замерзании цементируются льдом и отличаются высокой прочностью (а_сж < < 2,5 МПа) и непроницаемостью; при оттаивании они переходят в переувлажненное состояние. Прочность мерзлых песчаных по­род значительно выше, чем прочность мерзлых глинистых пород. Анизотропность свойств пород зависит от упругих свойств, плотности, структурных и ее текстурных особенностей. Этот по­казатель, как и степень наклона чередующихся по твердости и мощности пластов, оказывает наибольшее влияние (из геологических причин) на искривление скважин. Совокупность физико-механических свойств горных пород определяет их буримость, т.е. способность горных пород сопротивляться проникновению в них породоразрушающего инструмента.Для определения категории горной породы по литологиче-скому признаку в бурении используется классификационный ряд типичных представителей горных пород.

Категория пород по буримости	Типичные горные породы
I	Торф и растительный мир без корней. Рыхлые: лёсс, пески (не плы­вуны), супеси без гальки дщебня. Влажный ил. Трепел. Слабый мел
II	Торф и растительный слой с корнями, небольшой примесью мел­кой Сдо 3 см) гальки или щебня. Супеси и суглинки. Плотные пес­ки. Лёсс. Рыхлый мергель. Лед. Глины средней плотности. Мел. Диатомит. Сажи. Каменная соль (галит). Охристая железная руда
III	Суглинки и супеси с примесью свыше 20 % мелкой (до 3 см) галь­ки или щебня. Плотный лесс. Дресва. Глины: с частыми прослоями песчаников, мергелей, плотные, мергелистые, загипсованные. Плот­ный мел. Магнезит. Гипс. Слабый каменный уголь. Бурый уголь. Сланцы: тальковые, разрушенные всех разновидностей. Марганце­вая руда. Глинистые бокситы
IV	Галечник, состоящий из мелких галек осадочных пород. Мерзлые водоносные пески, ил, торф. Плотные глинистые алевролиты. Гли­нистые песчаники. Плотный мергель. Неплотные известняки и до­ломиты. Плотный магнезит. Пористые: известняки, туфы. Глинис­тые опоки. Кристаллический гипс. Ангидрит Калийные соли. Креп­кий бурый уголь. Каолин (первичный). Сильно выветренные сер­пентиниты (змеевики). Кристаллический апатит. Дуниты, перидо­титы. Бокситы
V	Галечно-щебенистые грунты. Мерзлый галечник. Алевролиты, ар­гиллиты. Весьма плотные глины. Конгломерат осадочных пород. Известняки. Мрамор. Мергелистые доломиты. Весьма плотный ангидрит. Пористые выветренные опоки. Твердый каменный уголь. Антрацит. Желваковые фосфориты. Сланцы: глинисто-слюдяные, хлоритовые, серицитовые. Серпентиниты. Вулканические туфы. Дуниты, затронутые выветриванием. Брекчиевидные кимберлиты
VI	Плотные ангидриты. Плотные мерзлые глины. Песчаники: полево­шпатовые, кварцево-известковистые. Алевролиты с включением кварца. Известняки: плотные доломитизированкые, скарнирован-ные. Плотные доломиты. Опоки. Сланцы: глинистые, кварцево-слю-дяные. Порфириты. Габбро. Слабо окремненные аргиллиты. Дуни­ты, не затронутые выветриванием. Перидотиты. Амфиболиты. Пи-роксениты. Талькокарбонатиые породы. Апатиты. Скарны. Сыпучий колчедан. Бурые железняки. Сидериты
VII	Окремненные аргиллиты. Галечник изверженных и метаморфичес­ких пород (речник). Мелкий без валунов щебень. Кварцевые пес­чаники. Весьма плотные доломиты, окварцованные. Крепкие, плот­ные опоки. Фосфоритовая плита. Слабо окремненные сланцы. Порфиры, порфириты, диабазовые туфы. Сиениты. Диориты. Габбро. Пироксениты. Базальтовидные кимберлиты. Пористые кварциты. Бурые железняки. Хромиты. Сульфидные руды
VIII	Кремнистые аргиллиты. Окварцованные доломиты. Окремненные: известняки и доломиты. Плотные фосфориты. Окремненные слан­цы. Гнейсы. Выветренные базальты. Диабазы. Порфиры и порфири­ты. Андезиты. Диориты. Лабрадориты. Перидотиты. Мелкозернистые, затронутые выветриванием граниты, сиениты, габбро, гранитогнейсы, пегматиты. Кварциты: гематитовые, магнетитовые. Плотный колчедан. Диаспоровые бокситы
IX	Базальты, не затронутые выветриванием. Конгломераты извержен­ных пород на кремнистом цементе. Карстовые известняки. Крем­нистые: песчаники, известняки. Кремнистые доломиты. Кварциты: магнетитовые, гематитовые, тонкополосчатые. Роговики. Трахиты. Окварцованные порфиры. Тонкокристаллические диабазы. Окремненные туфы. Затронутые выветриванием: липариты, микрограниты. Крупнозернистые граниты, гранитогнейсы. Сиениты. Габоро-нориты. Пегматиты. Гранатовые скарны. Плотные бораты
X	Валунно-галечные отложения изверженных пород. Кварцевые пес­чаники. Джеспилиты. Роговики с сульфидами. Липариты. Граниты, гранитогнейсы. Пегматиты. Скарны. Магнетитовые и мартитовые руды. Окремненные бурые железняки. Жильный кварц. Сильно окварцованные и ороговикованные порфириты
XI	Тонкозернистые альбитофиры. Джеспилиты, не затронутые вывет­риванием. Яшмовидные кремнистые сланцы. Кварциты. Железис­тые очень твердые роговики. Плотный кварц. Корундовые породы
XII	Совершенно не затронутые выветриванием монолитно-сливные: джеспилиты, кремень, яшмы, роговики, кварциты, эгириновые и корундовые породы

Происхождение нефти и ее характеристика

Нефть – горючая маслянистая жидкость преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. Существует три теории происхождения нефти: минеральная, космическая, органичная. Органическая -суть теории такова - органический материал(органические остатки), преобразованный сначала в уголь, а потом в нефть. Минеральная теория - нефть образуется на больших глубинах при высокой температуре вследствие взаимодействия воды с карбидами металлов. Космическая - Суть ее сводится к тому же минеральному синтезу углеводородов из простых веществ, но на первоначальной, космической стадии формирования Земли. Предполагалось, что образовавшиеся углеводороды находились в газовой оболочке, а по мере остывания поглощались породами формировавшейся земной коры. Высвобождаясь затем из остывавших магматических пород, углеводороды поднимались в верхнюю часть земной коры, где образовывали скопления.

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (ρ). Плотность нефти ρ = 0,730÷1,05. По плотности нефти делятся на 3 группы:

· легкие (ρ = 0,8-0,87);

· средние (ρ = 0,87-0,97);

· тяжелые (ρ > 0,97).

Плотность < 0,8 имеют газовые конденсаты. Легкие нефти наиболее ценные (до ρ = 0,88 г/см³). Вязкость (внутреннее трение) - свойство жидкости сопротивляться перемещению одной части жидкости относительно другой (между молекулами). Это очень важное свойство при добыче нефти, характеризуется коэффициентом динамической вязкости (μ, Па^.с). При увеличении давления нефть сжимается, поэтому плотность пластовой нефти всегда больше ее плотности на поверхности.Характеризуется сжимаемость нефти соответствующим коэффициентом сжимаемости. Из-за наличия растворенного газа пластовая нефть увеличивается в объеме.Объемный коэффициент – отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему в нормальных условиях (стандартных). Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание (газовый фактор) – количество газа в 1м ³ нефти (может быть до 320–1000 м ³/м ³). По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна давлению при данной температуре давлением насыщения. Если проще, тодавление насыщения – это то давление, при снижении до которого начинают выделяться пузырьки газа.

Состав и физические свойства газа. Содержание в газе воды и механических примесей. Растворимость газа в нефти и воде.

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли либо в виде самостоятельных залежей, либо в растворенном виде содержатся в нефтяных залежах. Тогда их называют нефтяными или попутными газами, так как их добывают попутно с нефтью. Это смесь углеводородных газов, но обычно метан преобладает (48 – 99%).

Относительная плотность газа – отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (0°С) к плотности воздуха при тех же давлении и температуре.

Теплоемкость – количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема газа на 1°С.

Теплота сгорания – количество тепла, выделяющееся при сжигании единицы веса или объема газа – это основной показатель, характеризующий газ как топливо.
Если при Т = const повышать давление какого-либо газа, то при достижении определенного значения давления этот газ сконденсируется, то есть перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние – это так называемая критическая температура.

Аналогично, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, для метана Ркр. = 4,7 МПа, Ткр. = 82,5°С.

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом, и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.
Верхний и нижний пределы взрываемости – это соответственно минимальное и максимальное содержание газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение. Эта смесь называется гремучей.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых углеводородов – газы разделяются на:

· сухие – газы, не содержащие тяжелых углеводородов.

· жирные – газы, содержащие тяжелые углеводороды (пропан и выше).

На практике сухим считается газ с содержанием газового бензина до 60 г/м ³, жирным – 60 – 70 г/м ³ газа.

Физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс бурения, основные закономерности разрушения горных пород.

1. Основными физико-механическими свойствами горных пород, влияющими на процесс их разрушения при строительстве сква­жин, являются упругость и пластичность, твердость, абразивность и сплошность

1. Складки земной коры:

а — антиклиналь и синклиналь;
6 — сброс и взброс; в — элементы
залегания пластов; 1 — кровля пласта;
2 — подошва пласта

Упругие свойства горных пород. Все горные породы мол воздействием внешних нагрузок претерпевают деформации, исче­зающие после удаления нагрузки или остающиеся. Первые из них называются упругими деформациями, а вторые — пласти­ческими. Большинство породообразующих минералов являются телами упругохрупкими, т. е. они подчиняются закону Гука и разрушаются, когда напряжения достигают предела упругости. При простом растягивании или сжатии упругого тела относительное удлинение или сжатие пропорциональны нормальному напря­жению:

где Е — модуль Юнга; — деформация.

Горные породы относятся к упруго-хрупким телам и подчиня­ются закону Гука только при динамическом приложении нагрузки. Упругие свойства горных пород характеризуются модулем упру­гости (модуль Юнга) Е и коэффициентом Пуассона (, где — поперечная деформация; — продольная деформация). Модуль упругости горных пород зависит от их минералогического состава, вида нагружения и величины приложенной нагрузки, структуры, текстуры и глубины залегания пород, состава и строе­ния цементирующего вещества у обломочных пород, степени влаж­ности, песчанистости и карбонатности пород.

Коэффициент Пуассона для большинства пород и минералов находится в пределах 0,2...0,4, и только у кварца он аномально низок — примерно 0,07, что обусловлено особенностями строе­ния его кристаллической решетки.

Пластические свойства горных порол (пластичность). Разруше­нию некоторых горных пород предшествует пластическая дефор­мация, которая начинается при превышении напряжения в по­роде предела упругости. Пластичность зависит от минералогичес­кого состава горных пород и уменьшается с увеличением содер­жания кварца, полевого шпата и некоторых других минералов. Высокими пластическими свойствами обладают глины и поро­ды, содержащие соли. При определенных условиях некоторые горные породы подвержены ползучести. Ползучесть проявляется ч постоянном росте деформации при неизменном напряжении. Значительной ползучестью характеризуются глины, глинистые сланцы, соляные породы, аргиллиты, некоторые разновидности известняков.

Твердость горных пород. Под твердостью горной породы пони­мается ее способность оказывать сопротивление проникновению нее (внедрению) породоразрушаюшего инструмента.

В геологии большое распространение имеет шкала твердости минералов Мооса, по которой условную твердость минералов определяют методом царапания. В основу этой шкалы взяты твердости наиболее часто встречающихся и породе минералов, причем менее твердым из них присваиваются меньшие номера:

1 - тальк; 2 - гипс пли каменная соль; 3 - известковый шпат или кальцит; 4 - плавиковый шпат; 5 - апатит; 6 - полевой шпат; 7 - кварц; 8 - топаз; 9 - корунд; 10 - алмаз.

На основании многочисленных исследований Л.А. Шрейнер предложил классификацию горных пород, отличающуюся от шкалы твердости Мооса тем, что она наиболее полно учитывает основ­ные физико-механические свойства горных пород, которые влия­ют на процесс бурения (табл. 1.1).

К I группе относятся породы, не дающие общего хрупкого разрушения (слабо сцементированные пески, суглинки, извест­няк-ракушечник, мергели, глины с частыми прослоями песча­ников, мергелей и т.п.). Ко II группе относятся упругопластичные породы (сланцы, доломитизированные известняки, крепкие ангидриты, доломиты, конгломераты на кремнистом цементе, кварцево-карбонатные породы и т.п.). К III группе относятся упругохрупкие, в основном изверженные, и метаморфические породы.

Как правило, по твердости породы, участвующие в сложении нефтяных залежей, относятся к первым восьми категориям.

Абразивность горных пород. Под абразивностью горной породы понимается ее способность изнашивать контактирующий с ней породоразрушающнй инструмент в процессе их взаимодействия. Абразивность пород проявляется в процессе абразивного (преимущественно механического) изнашивания и является его характе­ристикой. Поэтому показатели абразивности можно рассматривать как показатели механических свойств горных пород.Абразивность горной породы, как и любой другой показатель механических свойств, отражает ее поведение в конкретных ус­ловиях испытания или работы. Понятие об абразивной способ­ности тесно связано с понятием о внешнем трении и износе. Абразивные свойства горных пород изучены недостаточно. На трение существенно влияет среда. Коэффициент трения о поро­ду, поверхность которой смочена глинистым раствором, мень­ше, чем тот же коэффициент при трении о породу, смоченную водой, и значительно ниже, чем коэффициент трения о сухую породу.Среди горных пород наибольшей абразивностью обладают квар­цевые и полевошпатовые песчаники и алевролиты (сцементирован­ные породы с обломочными зернами размером от 0,01 до 0,1 мм). Разработано несколько классификаций по абразивности горных пород.Сплошность горных пород. Данное понятие предложено для оценки структурного состояния горных пород и их способности передачи внутри породы воздействия, например давления внеш­ней жидкостной или газовой среды. Степень пригодности для такого воздействия определяется внутриструктурными наруше­ниями в породе (трещины, поры, поверхности рыхлого контак­та зерен и т.д.).

Горные породы разрушаются вследствие отрыва (от нормальных на­пряжений) или сдвига, скалывания, среза (от касательных напряжений). При сжатии порода разрушается преимущественно на скалывание, при растяжении – на отрыв. Разрушение горных пород – процесс сложный, и разрушения на скалывание и отрыв сопровождают друг друга.

Процесс разрушения требует времени и происходит постепенно, но с различной скоростью. Разрушение обычно проходит по контактным по­верхностям отдельных минеральных зерен. Продолжительность разруше­ния для одной и той же породы при прочих равных условиях определяется нагрузкой, температурой, активностью среды, напряженным состоянием и т.д.

При бурении скважин разрушение горных пород долотами различного типа может быть поверхностным и объемным. Первый вид разрушения обычно неэффективен – он сводится к дроблению, истиранию, выламыва­нию из массива и проталкиванию в направлении движения инструмента частиц породы. Не вдаваясь в более подробное рассмотрение процесса, связанного с возникновением своеобразного клина из выломанных и пере­двигаемых частиц, создающих распор и способствующих разрушению по­роды, а также механизма их истирания, остановимся на объемном разру­шении горных пород.

Очевидно, разбуривание породы долотом с известным приближением можно рассматривать как процесс вдавливания в породу наконечника (штампа) с плоским и криволинейным основаниями.

Переход от меньшей степени нагрузки на штамп к большей изменяет скорость деформации. При этом различаются три фазы напряженного со­стояния породы под штампом: уплотнение (затухание деформации), пре­дельное равновесие (разрывы и сдвиги) и разрушение.

В первой фазе скорость деформации уменьшается до нуля; в скальных породах при этом деформации являются упругими; в глинистых пластич­ных породах первая фаза – это фаза уплотнения. При разрушении горных пород первая фаза характеризуется поверхностным разрушением.

Во второй фазе скорость деформации не затухает, и при некоторой нагрузке деформация ползучести становится постоянной. Внешним прояв­лением второй фазы деформации, по В.С. Федорову, являются появление скалывания по контуру давления в хрупких породах (появление клинооб­разного углубления) или пластические деформации у пластических пород. При всестороннем сжатии (под штампом сферической формы) порода ха­рактеризуется физико-механической неоднородностью. Любой дефект – вероятный очаг концентрации перенапряжений, вызывающий рост тре­щин.

При увеличении напряжения и росте сети трещин в породе возникают поверхности следующих друг за другом сдвигов, характеризующих дефор­мации. Происходит объемное разрушение породы, причем в реальных гор­ных породах, характеризующихся наличием дефектов, процесс разрушения идет и при нагрузках более низких, чем критические, но медленно. Дли­тельность второй фазы определяется нагрузкой и условиями, в которых происходит процесс разрушения (температура, активность и т.д.).

Третья фаза, по В.С. Федорову, – это фаза прогрессивного роста де­формаций, фаза объемного разрушения. Для скальных пород она длится доли секунды.

Три фазы разрушения составляют полный цикл разрушения горной породы. Ярко выраженный скачкообразный характер наблюдается у хруп­ких прочных пород. У хрупких, но менее прочных пород цикличность по­вторяется, но скачкообразный характер не столь ярко выражен. Мало­прочным породам свойствен еще более плавный характер разрушения. При разрушении пластических глин скачкообразности вообще не наблюдается.

При ударном воздействии горные породы могут разрушаться при на­пряжениях меньше критических, соответствующих пределу прочности. При некотором значении силы порода разрушается после первого удара. Уменьшение силы требует увеличения числа ударов по одной и той же точке. Ниже некоторого значения силы разрушения породы не произойдет при любом числе ударов.

Разрушение породы при циклических напряжениях обусловливается ее усталостью. Число циклов нагружения при напряжениях, близких к пределу усталости, необходимое для разрушения таких пород, как мрамор, известняк, доломит, кварцит, составляет 50–110. Отношение предела уста­лости к прочности для этих пород в зависимости от пластичности колеб­лется в пределах от 1/21 до 1/29.

Установлено, что в процессе вдавливания наконечников разрушение породы наступает при их погружении на 0,10–0,25 мм, а продолжитель­ность цикла разрушения породы составляет около 0,002 с. Таким образом, скальные породы разрушаются без внедрения в них зубцов шарошек. При большей продолжительности контакта зубцов с породой происходит их по­гружение, но не в материнскую породу, а в продукты ее разрушения. Меньшей, но продолжительно действующей силой можно достигнуть боль­шего разрушительного эффекта, чем большей силой, но действующей мгновенно. Следовательно, в реальных условиях при бурении с увеличени­ем частоты вращения долота необходимо увеличивать осевую нагрузку. На эффект разрушения горных пород частота вращения долота оказывает двоякое влияние: эффективность разрушения возрастает, но вместе с тем снижается продолжительность контакта зубцов шарошки с породой, что снижает эффективность разрушения.

При поверхностном разрушении механическая скорость проходки увеличивается пропорционально росту частоты вращения.

Порода разрушается и при действии на нее струи жидкости, которая истекает из отверстий долота, причем следует выполнять следующие усло­вия: поток жидкости должен оказывать на забой давление р;, скорость пе­ремещения струи у относительно плоскости забоя не должна превышать некоторой величины, конкретное значение которой зависит от р1 и прочно­сти породы,Ксж.

Между этими величинами установлена эмпирическая зависимость р; > > к0Ксж, что справедливо при у = 0,5 м/с (здесь к0 – опытный коэффици­ент, равный 0,25–0,35).

Для конкретных условий бурения максимальная механическая ско­рость проходки будет только при определенном сочетании частоты враще­ния, осевой нагрузки на долото и расхода жидкости. Этот расход – опти­мальный. Рекомендуется подбирать соответствующее сочетание параметров гидромониторной струи, обеспечивающее окончательный отрыв и увлече­ние частиц, преодоление угнетающего их перепада давления, образующе­гося при непрерывном процессе фильтрации жидкости в зону разрушения.

Под буримостью понимают углубление скважины за 1 ч собственно бурения – так называемую механическую скорость проходки ум (м/ч). Эта скорость с течением времени вследствие износа долота экспоненциально уменьшается.

При правильно подобранных режимах бурения, когда обеспечивается объемное разрушение горных пород, механическая скорость изменяется обратно пропорционально твердости. Она зависит также от других свойств (упругости, пластичности и др.).

Если породы определенной группы разбуривают долотами одной и той же модели, одного размера, при постоянных режимах бурения, то по темпу снижения механической скорости проходки можно судить об относитель­ной абразивной способности пород.

Структурно-поисковое бурение. Глубокое разведочное бурение. Бурение опорных скважин.

1. Структурные скважины бурят для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей. По полученным в результате бурения структурных скважин данным определяют элементы залегания пластов (тектонику, стратиграфию и литологию) в различных точках и составляют профили данной площади.Поисковые скважины бурят на площадях, подготовленных геолого-поисковыми работами (геологической съемкой, структурным бурением, геофизическими и геохимическими исследованиями или комплексом этих методов) с целью установления нефтегазоносности.Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоностностью для оконтуривания месторождения, подсчета запасов и подготовки его к разработке. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакоплений, с целью выбора наиболее перспективных направлений геолого- разведочных работ на нефть и газ.

Сборка ведущей трубы с вертлюгом и переводниками, соединение бурового рукава (шланга) с горловиной стояка и вертлюга, обвязка бурового рукава страховочным канатом.

На верхнем конце бурильной колонны расположена ведущая труба, предназначенная для передачи вращения от привода через ротор бурового станка бурильной колонне, состоящей из бурильных труб, замков и утяжеленных бурильных труб. На нижней конец бурильной колонны навинчено долото или другой инструмент. В отличии от бурильных труб, замков и УБТ ведущая труба, как правило, имеет форму квадрата.

Ведущая труба так же предотвращает реверсивное вращение бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя(турбобура, электробура).

В практике бурения ведущие трубы применяются сборной конструкции, состоящей из трубы, верхнего и нижнего переводника, а так же цельной. Ведущие трубы сборной конструкции изготавливаются в основном квадратного сечения, верхний переводник ПШВ для соединения с вертлюгом и нижний переводник ПШН для присоединения к бурильной колонне.

Ведущие трубы сборной конструкции изготавливаются по ТУ 14 – 3 – 126 – 73 размерами 112х112, 140х140, 155х155 мм и по ТУ 14 – 3 – 755 – 78 размерами 65х65 и 80х80 мм. На концах ведущей трубы нарезается трубная коническая резьба, правая на нижнем и левая на верхнем.

Верхний переводник снабжен левой резьбой для предотвращения его самопроизвольного отвинчивания от ствола вертлюга. Сборка переводника с трубой по резьбе профиля ТТ должна производится горячим способом с нагревом переводников до температуры 380 – 450 градусов. После свинчивания соединение должно быть обеспеченно сопряжение торца трубы и внутреннего упорного торца переводника по всему периметру стыка упорных поверхностей.

Дата добавления: 2015-07-08