Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Многолетний опыт эффективного использования тепла Земли для производства электроэнергии и теплоснабжения, накопленный в мире, а также огромный энергетический потенциал геотермальных ресурсов позволяют рассматривать их как один из наиболее реальных и круп­ных — альтернативных источников энергии будущего.

В настоящее время промышленное использование геотермальной энергии ведется более чем в 50 странах.

Наиболее распространенным и весьма мощным источником тепло­вой энергии Земли является теплота водонасыщенных и «сухих» горных пород, температура которых во многих районах Камчатки, Курильских островов и Предкавказья на глубине 3—5 км составляет 150—250 °С, а в отдельных районах — 180—300 °С.

Разработка систем извлечения теплоты сухих горных пород и ис­пользование ее для выработки электроэнергии и теплоснабжения на­чались в бывшем СССР с 1964 г. Такие системы представляют собой подземные тепловые котлы (ПТК), образованные в естественном кол­лекторе с проницаемостью пород более 10—15 мД или в искусственно нарушенных зонах горного массива с природной проницаемостью пород менее 10—15 мД. Через скважины, расположенные по определенной схеме, воду с поверхности нагнетают в ПТК, где в процессе теплооб­мена с горными породами она нагревается до определенной темпе­ратуры, а через другие скважины ее извлекают на поверхность и ис­пользуют для различных целей, в том числе и для выработки элект­роэнергии. Объем таких ПТК составляет от нескольких миллионов кубических метров до нескольких кубических километров.

Исследования, проводимые в нашей стране и за рубежом, пока­зывают, что несмотря на значительные трудности в решении основ­ных задач извлечения тепла из этих пород, современная техника бу­рения и имеющиеся средства образования зон нарушенных горных пород большого объема на глубинах до 3—5 км обеспечивают воз­можность образования эффективных систем извлечения геотермаль­ных ресурсов. Создание таких систем в ряде районов России может быть осуществлено уже в настоящее время и на их базе можно строить первые опытно-промышленные ГеоТЭС мощностью до 30—50 МВт. В будущем на базе таких систем можно будет строить промышленные ГеоТЭС мощностью до 300—500 МВт и выше со сроком службы до 25—35 лет. Извлекаемая теплота сухих горных пород будет в несколь­ко раз дешевле теплоты, получаемой в современных котельных уста­новках при сжигании органического топлива (уголь, мазут и др.).

Бурение геотермальных скважин —один из основных видов работ при создании и эксплуатации геотермоэнергетических систем. С по­мощью скважин осуществляют вскрытие геотермальной системы, проводят подготовительные работы на тех участках геотермального месторождения, которые вступят в эксплуатацию на последующих стадиях разработки, осуществляют нагнетание теплоносителя и извле­чение его или пластового флюида на поверхность.

По назначению геотермальные скважины делят на разведочные, нагнетательные, эксплуатационные и вспомогательные (оценочные, водо­заборные и др.). Особенности технологии бурения определяются типом геотермальной системы, геолого-геотермическими и гидрогеологически­ми условиями, а также спецификой выбранного способа разработки.

Основные факторы, определяющие сложность бурения высоко­термальных скважин — высокая температура пород, самого теплоно­сителя и коррозионная агрессивность последнего, наличие зон погло­щений, обвалов горных пород. Высокая температура в стволе скважи­ны обусловливает развитие в обсадных трубах тепловых напряжений, приводящих к потере ими прочности и разрыву. Агрессивное воздей­ствие пластового флюида на обсадные трубы также может вызвать их быстрое разрушение. Коррозионное воздействие на трубы растет сни­зу вверх, что объясняется выделением сероводорода из поднимающе­гося по стволу скважины к поверхности теплоносителя. В верхней части труб появляется точечная коррозия, вызываемая выделением кислотообразующих газов и горячей минерализованной воды, особен­но при нарушении стабильности движущегося флюида. Не менее опас­но и вредно формирование окалины на буровом инструменте и трубах.

При снижении температуры и скорости движения с ростом дав­ления в потоке из минерализованной воды могут выпадать в осадок карбонаты и кремний, что приводит к образованию толстой корки солей, даже к пережимам проходного канала, а иногда и к полному его закупориванию. Из скважин возможен выброс горячих флюидов (грифонообразование).

К числу обычных геологических осложнений при бурении гео­термальных скважин относят поглощения промывочной жидкости, обвалы и обрушения горных пород, прихваты бурового инструмента.

Выбор конструкции геотермальной скважины определяется геологи­ческими условиями (число колонн обсадных труб, глубина их спуска и интервалы без крепления) и целевым назначением скважины (раз­ведочная, эксплуатационная, нагнетательная), определяющим ее ко­нечный диаметр. Минимальные конечные диаметры устанавливаются для вспомогательных скважин (гидронаблюдательных, нагнетательных и др.), наибольшие — для разведочных, в дальнейшем переходящих в экс­плуатационные, и эксплуатационных. По зарубежным данным самый распространенный конечный диаметр скважин на термы —219 мм, реже—168 мм; для вспомогательных — 125—150 мм.

На выбор конструкции скважины влияют размеры используемого водоподъемного устройства (обычно это центробежный насос) и место его расположения в стволе (в кондукторе, в промежуточной или экс­плуатационной колонне), а также намечаемый срок эксплуатации сква­жин, который по зарубежному опыту составляет 30—50 лет. Для облег­чения монтажа насоса, производства ремонтных работ и наблюдений за динамическим уровнем флюида в скважине разницу между наруж­ным диаметром насоса и внутренним диаметром колонны обсадных труб принимают не более 50 мм. Значительное увеличение зазора приводит к утяжелению конструкции и удорожанию работ.

Во всех случаях конструкция скважины должна обеспечить получение необходимого количества теплоносителя в единицу времени с учетом снижения (депрессии) уровня столба флюида в скважине при длитель­ной ее эксплуатации. Этим определяется глубина спуска той колонны, в которой устанавливают центробежный насос. При установке в эксплуа­тационной колонне насоса, одновременно выполняющей роль фильтра в термозаборной части скважины, такая колонна может быть ступенча­той — с большим диаметром в верхней части для размещения центро­бежного насоса и с меньшим — в продуктивной зоне. Вскрытие продук­тивного пласта можно производить с открытым стволом (трещиноватые устойчивые породы), со спуском фильтровой колонны «впотай» в экс­плуатационной колонне и спуском эксплуатационной колонны с фильтро­вой частью или с последующей перфорацией эксплуатационной колонны в продуктивной зоне. Однако последний способ сложнее и дороже других.

При вскрытии напорных геотерм диаметр эксплуатационной ко­лонны устанавливают по требуемому дебиту и условию обеспечения минимальных гидравлических сопротивлений движущегося по сква­жине теплоносителя. Диаметры эксплуатационных колонн лежат в пре­делах 219—244 мм. Толщину стенок обсадных труб принимают с учетом прочности на смятие в продуктивной зоне в пределах 9—10 мм. Коэф­фициент запаса прочности рекомендуют, например, в Исландии, рав­ным 2.

Равнопрочную колонну обсадных труб выбирают с учетом воздей­ствия температурного фактора при подъеме тампонажного раствора, как правило, до устья скважины.

Конструкции скважин, как правило, включают от 3 до 5 колонн труб (направление, кондуктор, одну-две промежуточные и эксплуата­
ционную колонны, иногда еще «хвосто­вик»), что объясняется необходимостью перекрытия зон осложнений (обвалы, по­глощения), предотвращения потерь теп­ла в окружающие породы при циркуля­ции теплоносителя по стволу скважины и его межпластовых перетоков. Типовые конструкции скважин ряда геотермаль­ных месторождений России приведены на рис. 13.31.

Ставрополь Дагестан Камчатка 324 219 146 324 219 146 219 168 127

I 74

68

350

405

817

1259

1822

2050

2900 Рис. 13.31. Скважины России

При эксплуатации паро — и гидротер­мальных месторождений в технологии бу­рения необходимо учитывать повышен­ные значения геотермического градиента, температуры и давления пластовых флю­идов, а также их повышенную коррози­онную активность. В зависимости от гид­рогеологических условий скважины мо­гут быть пройдены с помощью враща­тельного (колонкового, роторного, турбинного) или комбинированного способов бурения. При этом наиболее важное значение в технологии бурения имеют:

У обоснованный выбор конструкции скважин с учетом геолого-тех — нических условий, дебита, напора и температуры пластового флюида;

У применение форсированных режимов и наиболее производи­тельной технологии бурения для обеспечения максимальных механи­ческих и рейсовых скоростей проходки;

У непрерывный контроль и регулирование параметров и темпера­туры промывочных растворов для предотвращения осложнений и вы­бросов;

У применение противовыбросового оборудования (превенторы, об­ратный клапан в бурильной колонне, дегазаторы промывочных жид­костей и т. п.).

Принципиальная схема конструкции и оборудования эксплуата­ционной скважины приведена на рис. 13.32.

Технология бурения скважин при разработке геотермальных мес­торождений должна учитывать, кроме выше перечисленных, требова­ния, вытекающие из особенностей выбранного способа создания под­земного теплового котла. Так, при использовании для этой цели камуф — летных взрывов конструкция скважины и ее оборудование должны обеспечить:

возможность беспрепятственного спуска взрывного устройства необходимой мощности на заданную глубину;

У полную герметизацию затрубного пространства;

У надежную забойку для обеспечения камуфлетного действия взрыва;

У предотвращение полного разрушения ствола скважины и обсад­ных колонн и возможность восстановления скважины после взрыва.

Проведенные специальные исследования по­казывают, что при глубине до 3000 м опти­мальный диаметр скважины составляет 300—

Н Рв Рис. 13.32. Конструкция геотермальной скважины: /, 2, 4, 5—интервалы ствола скважины различного диа­метра; 3 — цементное кольцо в затрубном пространстве; /5— фильтровая колонна; 7 — экс­плуатационная колонна; 8— кондуктор; 9— шпуры для це­ментирования приустьевой площадки; 10— направление; 11 — колонная головка; 12— вы­пускной штуцер; 13 — задвижка

400 мм, т. е. требуется применение эффек­тивных методов бурения скважин увеличенного диаметра, в частности реактивно-турбинного.

При создании искусственных зон тепло — отбора с помощью гидроразрыва диаметры скважин могут быть существенно уменьшены, но общая длина стволов в случае применения направленного бурения увеличивается.

Выбор рациональных по температурным ус­ловиям инструмента режимов бурения и про­мывки является важнейшим вопросом проекти­рования геотехнологических скважин. Осложне­ния, возникающие при сверхглубоком бурении в условиях высокой температуры горных по­род, связаны с влиянием температурного фак­тора на свойства промывочной жидкости и гид­равлические параметры циркуляционной сис­темы, износоустойчивость бурильных труб и рабочей части долот, устойчивость стенок сква­жины при циклических колебаниях температу­ры, обусловленных выполнением спуско-подьем — ных операций, на работоспособность забойных двигателей (турбо — и электробуров) и другие условия эффективного сооружения скважин.

Высокая температура горных пород, наблю­даемая на больших глубинах, отрицательно влияет на материалы, входящие в состав про­мывочных растворов, используемых при буре­нии скважин. Как химические реагенты, так и глины, используемые в промывочных растворах, при высоких темпе­ратурах становятся слабоактивны и нестабильны и не могут достаточ­но эффективно обеспечивать необходимый режим бурения. При про­греве химически не обработанных глинистых растворов до 140 °С происходит термодиспергирование глинистой фазы, приводящее к уве­личению количества связанной воды и удельной поверхности диспер­сной фазы, в результате чего глинистые растворы загустевают до не­текучего состояния. Те же явления наблюдаются и при нагревании растворов, подвергнутых химической обработке при температуре не свыше 140—160 °С.

Установлено, что изменение структурной вязкости и предельного напряжения сдвига промывочной жидкости в зависимости от темпе­ратуры в скважине сильно влияет на величину давления при пуске. Высокая температура в глубоких скважинах существенно влияет на работоспособность токоподводящего кабеля, мощность и другие пара­

метры электробуров, так как допустимая температура обмотки статора обусловлена теплостойкостью изоляции.

В приствольной зоне рекомендуется поддерживать тепловой ре­жим, обеспечивающий перепад температур между промывочной жид­костью и горным массивом 40—60 °С в интервале 3000—4000 м и 70— 80 °С — в интервале 5000—6000 м. Как показывает опыт бурения глу­боких скважин, при использовании промывочной жидкости большого удельного веса и высоком температурном градиенте возникающие на­пряжения могут быть причиной нарушения циркуляции вплоть до терморазрыва пласта. Поэтому задача выявления факторов термиче­ского характера, приводящих к комплексу осложнений, является весьма важной. Наличие высокотемпературного источника на забое скважи­ны оказывает отрицательное влияние на износоустойчивость и эффек­тивность работы буровых долот и структурно-механические свойства промывочной жидкости. Существенным является влияние высокотем­пературного очага, возникающего на поверхности трения между поро­доразрушающим инструментом и породным массивом, как на состоя­ние инструмента и разрушаемой породы, так и на эффективность бурения. В работах, посвященных исследованию работоспособности буровых долот, указывается, что при бурении глубоких скважин на поверхности контакта долота с забоем возникает высокая температура (450—650 °С и выше). При таких условиях материал долота теряет свои прочностные свойства, подвергается ускоренному износу и про­исходит потеря его породоразрушающих элементов (алмазные зерна или твердосплавные вставки). На рис. 13.33 приведена зависимость температуры поверхности работающего долота от температуры про­мывочной жидкости при промывке скважины водой и 10 %-м раство­ром КМЦ. С ростом температуры промывочной жидкости в обоих случаях температура поверхности трения увеличивается по линейному закону.

До вскрытия продуктивной зоны используют очистные агенты, обеспечивающие в конкретных геологических условиях безаварийное

Рис. 13.33. Зависимость температу­ры поверхности долота от темпера­туры промывочной жидкости: / — при промывке водой; 2— при про­мывке 10 %-м раствором К. МЦ

бурение. Своевременное предупреждение поглощения промывочной жидкости при недостаточном охлаждении ствола сква­жины может предотвратить выброс из скважины горячего флюида. Выбор про­мывочной жидкости (очистного агента) зависит от пластового давления, устой­чивости пород, обеспеченности буровой необходимыми материалами и органи­зации работ. Обычные глинистые раст­воры в условиях геотермальных скважин неэффективны, а в продуктивной зоне вообще неприменимы, так как их ис­пользование приводит к закупориванию каналов, по которым горячий флюид
поступает в ствол скважины. Глинистая корка при температуре 200 °С спекается на стенках скважин, удалить ее весьма трудно, чаще невоз­можно. Для вскрытия продуктивных зон применяют различные без — глинистые водные растворы, воду, аэрированные жидкости, пены. Очист­ные агенты и входящие в их состав химические реагенты должны быть термостойкими, нетоксичными и не загрязняющими ствол сква­жины. Очистные агенты должны, кроме того, обладать необходимой стабильностью, выносной способностью и устойчивостью к агрессив­ному воздействию высокотемпературного пластового флюида.

С целью предотвращения грифонообразования затрубное пространство тщательно тампонируют с проверкой его надежности. В отечествен­ной практике в качестве вяжущих применяют следующие материалы:

— тампонажный шлакопесчаный цемент ШПЦС (ТУ39-9-27—71), представляющий собой тонкоизмельченные (доменный, ферромарган­цевый и др.) шлаки с кварцевым песком. При температуре более 200 °С соотношение основных компонентов берется 1:1. Для повышения стабильности раствора иногда добавляют бентонит (до 12,5 % от мас­сы сухой смеси). При температуре до 100—120 °С в эту тампонажную смесь вводят цемент УЩЦ (ТУ 39-9-25—71 МНП) марок УШЦ-120, УШЦ2-120, УШЦ1-200 и интенсификатор твердения — портландце­мент (до 10 %);

— утяжеленный шлаковый УШЦ2-200 для скважин с температу­рой от 80 до 220 °С;

— белито-кремнеземистый цемент БКЦ (ТУ21-1-3—67) для высо­котемпературных скважин, представляющий собой смесь отходов про­изводства глинозема, соды (1—5 %) и поташа из нефелинового мате­риала, а также кварцевого песка (70—30 %). При 160—200 °С и давле­нии 6—7 МПа начало схватывания раствора БКЦ составляет 1,5—4,5 ч, конец —не позднее 10 ч, В/Ц = 0,38—0,42.

В НИИцемент для условий Камчатки разработан тампонажный цемент на базе нефелиновых отходов производства глинозема с до­бавкой кварцсодержащего компонента в соотношении от 1 : 1 до 3: 1. Предложено в состав тампонажного материала вводить гидрогранато­вый шлак. По опытным данным, тампонажный раствор можно при­менять до 250 °С.

Основным породоразрушающим инструментом при бурении геотер­мальных скважин являются шарошечные долота, которые армируются зубьями из закаленной стали или твердосплавными штырями из сплава карбида вольфрама.

Комментарии запрещены.