БУРЕНИЕ СКВАЖИН В МЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
Отечественный и зарубежный опыт бурения скважин в мерзлых породах, цементирующим материалом которых служит лед, показывает, что применение промывочных жидкостей с положительной температурой приводит к целому ряду осложнений, связанных с реакцией мерзлых пород на изменение их температурного режима. Так, при протаивании льда в породах со слабыми или отсутствующими минеральными связями (мерзлые пески, рыхлые обломочные отложения и т. д.) они легко разрушаются, и минеральные частицы выносятся на поверхность потоком промывочной жидкости. С этим связано интенсивное кавернообразование в процессе бурения, размыв устья скважины, потеря устойчивости и обрушение отдельных интервалов ствола скважины.
К неустойчивым помимо несцементированных относятся породы с избыточной льдистостью и с прослоями чистого льда, в которых вследствие теплового взаимодействия с промывочной жидкостью происходят просадки за колонной обсадных труб. При определенных условиях в результате обратного промерзания протаявших пород в затрубном пространстве может возникнуть повышенное давление, которое способно вызвать смятие и даже прорыв обсадных труб.
Наиболее опасные напряжения в обсадных колоннах возникают при образовании каверн вблизи нижней границы распространения мерзлых пород вследствие повышенной льдистости этих интервалов.
А. В. Марамзин и соавторы [1963 г.] на основании многочисленных экспериментальных исследований показали, что для обеспечения нерастепляемости мерзлых пород температура промывочной жидкости, нагнетаемой в скважину, должна быть в пределах от 0 до —2,5°С и по возможности близкой к температуре окружающих пород. При бурении нефтяных и газовых скважин роторным и турбинным способами считается, что для предупреждения осложнений в процессе бурения температура промывочной жидкости должна быть близкой к 0°С. При наличии же в мерзлых породах минеральных связей, не изменяющихся существенно при протаивании порового льда, бурить можно с промывочной жидкостью любой температуры и любого качества без осложнений.
Следует отметить, что с понижением температуры мерзлых пород при прочих равных условиях процесс кавернообразования в них уменьшается, но возникает целый ряд осложнений, связанных с замерзанием промывочной жидкости при перерывах в бурении, образованием шуги, ледяных пробок и сальников, примерзанием бурового снаряда и обсадных труб и стенкам скважины. Эти осложнения чаще всего происходят при бурении скважин малого диаметра, характерного для колонкового способа.
Особую проблему при бурении в мерзлых породах представляет надежное цементирование обсадных колонн, качество которого определяется благоприятным для формирования цементного камня температурным режимом.
Накопленный опыт бурения скважин в мерзлых породах показывает, что наиболее эффективными промывочными жидкостями являются растворы, обладающие низким коэффициентом теплоотдачи, минимальной водоотдачей и повышенной вязкостью. Этими свойствами могут обладать как глинистые растворы с добавками различных полимерных реагентов (гипан, ПАА, КМЦ, по — лиэтиленоксид и др.), не меняющие температуру замерзания, так и низкотемпературные растворы на водной и нефтяной основах.
В Тюменской области на Медвежьем и Уренгойском месторождениях накоплен опыт бурения скважин в многолетнемерзлых породах, склонных к обрушению и кавернообразованию, с промывкой полимерно-глинистыми растворами [30]. Раствор приготовляется на пресной воде из глинопорошка «Аскангель» или сари — гюхского бентонита плотностью 1,08—1,12 г/см3 и условной вязкостью 30 с. После введения реагента (КМЦ или гипана) в количестве 0,15—0,3 % вязкость раствора увеличивается до 50—55 с, статическое напряжение сдвига (СНС) составляет 3—5 Па, водоотдача снижается до 5 см3 за 30 мин.
Для снижения интенсивности теплообмена между раствором и породами были проведены специальные исследования по выбору параметров и режима течения промывочной жидкости в кольцевом канале [30]. Полученные результаты позволяют рекомендовать для снижения теплоотдачи уменьшение начального напряжения сдвига и увеличение пластической вязкости раствора при структурном режиме его течения в затрубном пространстве. Предложенные мероприятия позволяют сократить вынос породы из скважины в интервалах, сложенных неустойчивыми-мерзлыми породами, и тем самым предотвратить кавернообразование при температуре промывочной жидкости +2-4-+3°С, что оказалось достаточным для успешного бурения скважин под кондукторы роторным способом на глубину 400-^500 м, превышающую на 100— 150 м глубину подошвы мерзлых пород, и обеспечения высокого качества цементирования кондуктора.
По данным бурения скважин на месторождении Прадхо-Бей (США) отмечалось, что даже незначительное протаивание пород в стенках скважин служило причиной интенсивного кавернообра — зования. Для предупреждения протаивания льда и разрушения пород при роторном бурении колонковыми долотами температуру незамерзающей промывочной жидкости на выходе из скважины поддерживали равной —3,3°С. При глубине скважины до 570 м инвертную эмульсию охлаждали до —6,7 4,4 °С, обеспечивая при
этих условиях подъем нерастепленного керна.
Необходимо отметить, что использование для бурения в мерзлых породах низкотемпературных промывочных жидкостей с добавками различных антифризов или растворов на нефтяной основе связано с дополнительными, часто неблагоприятными воздействиями на горные породы, а также с возрастанием стоимости работ при их использовании. Поэтому как у нас, так и за рубежом (США, Канада) в настоящее время основными промывочными жидкостями для бурения глубоких скважин в мерзлоте являются разнообразные по добавкам и концентрациям полимербентонито — вые растворы, особенно когда в мерзлой толще содержатся талые породы.
В случае, когда мощность геокриозоны велика, на ее бурение затрачивается значительное время и если необходимо обеспечить подъем керна ненарушенного сложения, применение промывочной жидкости с положительной температурой нецелесообразно.
Для оценки рациональной начальной температуры промывочной жидкости использована вышеизложенная методика. Все расчеты выполнены для геологических условий, характеризующихся мощностью геокриозоны до 300 м. Естественная температура пород у поверхности Тп = —8,8°С, геотермический градиент 0 = = 0,023 °С/м.
Технические условия: диаметр скважины 76 мм, диаметр бурильных труб 50 мм, промывка соленой водой и глинистым раствором с расходом 70 л/мин, мощность, развиваемая на забое, N3 = 1,5 кВт.
Распределение температуры в циркуляционной системе скважины (рис. 2.18) представлено для бурения с промывкой глинистым раствором при начальной температуре на входе в бурильные трубы соответственно 15; 5; 0; —2; —4°С. Раствор характеризовался параметрами; р=1,2-103 кг/м3; г) = 0,03 Па-с. Длительность циркуляции т = 2 ч, конечная глубина скважин Н составляла 100, 200 и 300 м. Кривые 1 на всех графиках относятся к нисходящему потоку раствора в бурильных трубах, кривые 2— к восходящему потоку в кольцевом канале, кривые 3 характеризуют естественную температуру породы. Отрезки прямых, параллельных оси абсцисс, отражают прирост температуры жидкости в зоне забоя скважины.
Графики на рис. 2.18, а и б показывают, что при начальной температуре 15 и 5°С температура жидкости в кольцевом канале при всех глубинах скважиН значительно превышает допустимую. Таким образом, под действием тепла, выделяющегося на забое и вносимого потоком раствора, будет происходить интенсивное растепление мерзлой породы.
При /1н = 0°С (рис. 2.18, в) растепление пород может произойти в призабойной зоне, где отмечается температура выше 0°С. Глубина скважины практически не отражается на температуре раствора у забоя, но вследствие отдачи тепла породе температура раствора, выходящего из устья понижается. При /щ — = —2 — Ч 4 °С расчетная температура восходящего потока
|
6 …………………………………… В!
Рис. 2.18. Распределение температуры в бурильных трубах (1) и в кольцевом канале (2) скважины при бурении с промывкой глинистым раствором с началь — . иой температурой 15 °С (а), 5 °С (б), 0°С (в), — 2 °С (г) и — 4°С (д) и длительностью циркуляции 2 ч. |
жидкости при всех глубинах оказалась ниже О °С. Поэтому можно считать, что при применении раствора с начальной температурой
— 1——- 2°С растепления пород не будет происходить, и охлаж
дать раствор до более низкой температуры нет необходимости (рис. 2.18,г). ,
На рис. 2.19 приводится распределение температуры раствора с?1Н равной 0 и —2°С при длительности циркуляции т=2 ч. Кзк видно из рис. 2.19 с увеличением глубины скважины температура раствора в кольцевом канале из-за теплообмена с породами убывает. Однако в целом, несмотря на тепло, выделяющееся на за — ¥
бое, температура восходящего потока остается ниже нуля. Необходимо заметить, что с увеличением длительности циркуляции начальная температура промывочной жидкости не должна превы — ;
шать —1,5 °С.
На рис. 2.18, г и 2.20 приведено расчетное распределение температуры глинистого раствора, характеризующегося следующими параметрами: г) = 0,03 Па-с (см. рис. 2.18,г); 0,05 и 0,09 Па-с ;(рис. 2.20, а и б); р = (1,2; 1,27; 1,32) • 103 кг/м3; *1„ = — 2°С. Дли — *
тельность циркуляции принята равной 2 ч.
Анализируя приведенные графики, можно заметить, что с повышением вязкости от 0,03 до 0,05 Па-с характер кривых распределения температуры несколько изменяется. Охлаждение потока
|
Рис. 2.19. Распределение температуры в скважине при промывке глинистым раствором с начальной температурой О °С (а) и — 2 °С (б) при длительности циркуляции 2 ч. |
|
Рис. 2.20. Распределение температуры в скважине при промывке растворами с начальной температурой — 2 °С и продолжительностью циркуляции 2 ч. а — глинистый раствор (Т)=0,05 Па-с, рж = 1200 кг/м3); б —глинистый раствор (т)=0,09 Па-с, рж=1270 кг/мЗ); в—солевой раствор (10 % ЫаС1). |
от забоя к устью протекает медленно. Дальнейший рост вязкости раствора до 0,09 Па-с (рис. 2.20,6) практически не изменяет характера распределения его температуры в кольцевом канале. Расчеты показали, что при сокращении длительности циркуляции температура раствора в призабойной части скважины глубиной 200 м выше 0 °С. Это может вызвать нарушение целостности мерзлых пород. Опасность растепления пород исчезает только при глубине более 300 м. Таким образом, с повышением вязкости промывочного раствора более чем до 0,05 Па-с при длительности
циркуляции до 2 ч температуру его необходимо поддерживать в пределах от —1 до —2°С.
При переходе с глинистого раствора с т| = 0,03 Па-с (см. рис. 2.18, г) на промывку солевым раствором с содержанием ЫаС1 в воде 106 кг/м3 (рис. 2.20, в) при Лн = —2°С и т = 2 ч прослеживаются более ярко выраженное охлаждение жидкости в процессе движения восходящего потока от забоя и более интенсивный нагрев при подходе его к устью скважины. Кривые распределения температуры солевого раствора в затрубном пространстве более выпуклы в сторону низких температур.
Учитывая трудность регулирования температуры жидкости в зависимости от ее вязкости, длительности циркуляции и глубины скважины, нужно выбирать такую минимальную начальную температуру, при которой гарантировалось бы отсутствие протаива — ния мерзлых пород. Это условие может быть обеспечено при использовании глинистого раствора с /1Н = —2°С или солевого раствора с /(и = —2,5 3 °С, что согласуется с опытными данными,
полученными ранее А. В. Марамзиным [1963 г.].
Весьма значительную роль в температурном режиме бурящейся скважины играет мощность, подводимая к забою. На ЭВМ проведены расчеты для следующих условий: мощность геокриозоны 150 и 360 м, естественная температура пород у поверхности —3,4°С при геотермическом градиенте 0,009сС/м (на примере одного из месторождений Северо-Востока СССР),диаметр коронки 59 мм, диаметр бурильных труб 50 мм, в качестве промывочной жидкости используется вода с противоморозной добавкой (ЫаС1), длительность циркуляции 2 и 7 ч, забойная мощность 1,5 и 4,5 кВт [24]. Данные о влиянии забойной мощности И3, времени воздействия жидкости на лед и мощности геокриозоны I на глубину скважины Н, при которой обеспечивается условие /г ^ 0 °С, приведены в табл. 2.10. Расчеты проведены при подаче жидкости насосом в количестве 50 л/мин при начальной ее температуре *,Н = -2°С.
С ростом длительности циркуляции и мощности,- подводимой к забою скважины, а также с уменьшением мощности геокриозоны раствор потребуется охлаждать значительно ниже указанной ранее температуры (—2,5 + 3°С).
|
Таблица 2.10 Условия нерастепления многолетнемерзлых пород
|
Чтобы в процессе бурения предохранить многолетнемерзлые породы от растепления, частоту вращения и осевую — нагрузку на забой можно повышать при одновременном изменении количества подаваемой в скважину жидкости. Только предварительным охлаждением промывочной жидкости обеспечить стабилизацию многолетнемерзлых пород невозможно. Необходимо регулировать режимные параметры, в том числе режим циркуляции жидкости, а также ее физико-химический состав, определяющий в первую очередь теплофизические и смазывающие свойства.
Тепловое воздействие способствует эрозионному разрушению многолетнемерзлых пород, которое увеличивается при росте скорости и спиралевидном движении потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве, а также при большом содержании твердой фазы в растворе. При тепловом воздействии создаются условия для обвалов породы, формирования каверн, т. е. нарушается нормальный процесс углубки скважин.
Для охлаждения промывочной жидкости в районах Крайнего Севера и Северо-Востока предложены различные способы. Наиболее универсальным из них, обеспечивающим охлаждение промывочной жидкости в любое время года, является способ, предусматривающий применение специальных теплообменников и холодильных установок.
Во ВНИИКРнефть разработана система, в которой использованы теплообменники с эвтектическим льдом, намораживаемым в результате естественного зимнего холода. При этом промывочная жидкость охлаждается при циркуляции в специальных теплообменниках— накопителях холода [24]. Данная система не может обеспечить работу в летний период, и для охлаждения жидкости летом предложено использовать охлаждающие смеси.
Температуру замерзания промывочной жидкости, содержащей соль, как правило, устанавливают на 2—3°С ниже температуры пород в стенках скважины. Однако если учесть, что излишнее засоление раствора может вызывать повышенное разрушение льда, то разница в один градус может быть существенной.
Для понижения температуры замерзания жидкости можно рекомендовать соли ЫаС1, КС1, СаС12, Ка2С03 и др. Применение неорганических солей в качестве противоморозной добавки рационально при введении в промывочную жидкость органических добавок. Введение таких добавок в воду улучшает условия работы породоразрушающего инструмента, в частности условия охлаждения коронки. Для получения низкотемпературостойких промывочных жидкостей более эффективно применение таких органических добавок, как этиловый спирт, глицерин, этиленгликоль и полиэти — ленгликоль, а также добавки ПАВ. Эти данные подтверждены исследованиями ВНИИКРнефть.
В ВИТР НПО «Геотехника» в содружестве с ЛГИ разработаны низкотемпературостойкие растворы ЭВМ —эмульсолы буровые морозостойкие, основанные на использовании недефнцитного сырья и новых ПАВ.
В районах Крайнего Севера и Северо-Востока СССР применение даже пресных растворов имеет свои особенности, определяемые в первую очередь климатическими (низкие температуры окружающего воздуха), организационными (дальность перевозок, длительность хранения материалов, трудности водоснабжения и др.), а также экономическими показателями (повышенная стоимость используемых материалов и др.).
Промывочные жидкости с малым содержанием твердой фазы обязательно содержат реагент флокуляционного типа. В раствор с малым содержанием твердой фазы не рекомендуется вводить химические реагенты-пептизаторы. В отличие от них малоглинистые растворы содержат кроме глины и воды реагенты-стабилизаторы, которые вводятся для контроля за водоотдачей. Реологические свойства растворов при этом могут повышаться. Эти растворы характеризуются быстрым изменением плотности, вязкости и других свойств в результате перехода в раствор частиц выбуренной породы.
К малоглинистым растворам относят растворы с содержанием глины не более 7 %. Использование растворов, содержащих только техническую воду и глину, в настоящее время нерационально. Такая система может быть рекомендована только для получения пресных промывочных жидкостей с применением высококачественного бентонитового порошка и в тех случаях, когда возникает необходимость контролировать вязкость и статическое напряжение сдвига.
В табл. 2.11 приведены параметры глинистого раствора, полученного из глинопорошка ильского завода «Утяжелитель», измельченного в электронно-магнитном измельчителе, предварительно гидратированного в течение 24 ч, обработанного Ыа2С03 и
Таблица 2.11
|
Параметры пресных малоглинистых растворов
|
|
Таблица 2.12 Параметры низкотемяературостойких полимерглииистых растворов
|
|
Температура (отрицательная) замерзания раствора, °С (по данным А. М. Коломийца, Е. В. Шанкова, Е. В. Шенникова) |
|
Таблица 2.13 Параметры иизкотемпературостойких полимерсолевых жидкостей
|
|
Со дер жакие гипана. % |
Содержание КаС|. % |
|||||
|
0 |
4,5 |
6 |
8,5 |
10 |
14 |
|
|
0 |
0 |
2,4 |
5,5 |
6,7 |
6,7 |
10,2 |
|
1 |
1,5 |
7,0 |
8,4 |
10,5 |
10,5 |
16,0 |
|
3 |
3,5 |
8,0 |
8,5 |
9,5 |
13,0 |
16,0 |
|
5 |
4,5 |
8,5 |
9,0 |
9,6 |
12,5 |
14,6 |
|
10 |
6,5 |
8,5 |
8,5 |
9,0 |
12,0 |
13,5 |
|
Таблица 2.14 |
реагентами-стабилизаторами КМЦ-500, М-14 и гидролизованным полиакриламидом (ГПАА). Эффективность применения таких растворов в значительной степени зависит от надежной очистки их на поверхности от частиц выбуренной породы.
В настоящее время для получения низкотемпературостойких полимерглинистых растворов при бурении скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород в качестве противоморо’з — ных добавок в основном используют электролиты NaCl, KCl и реже СаС12. Однако получение стабильных глинистых растворов с этими добавками чрезвычайно затруднено [23]. Такие растворы, как правило, нестабильны, легко разделяются на твердую и жидкую фазы.
С целью улучшения свойств получаемых растворов в качестве противоморозных добавок были испытаны Na2Br407, Na2NOs и Na2C03 (табл.. 2.12). Во всех случаях в качестве полимерного реагента-стабилизатора использовали КМЦ-500; в растворах применялся глинопорошок 1-го сора ильского завода «Утяжелитель».
Низкотемпературостойкие растворы ПАА могут быть получены при введении в них солей NaCl или КС!. Из табл. 2.13 следует, что при увеличении в растворе ПАА от 0,3 до 1,5 % при постоянном содержании КС1, равном 4%, пластическая вязкость растет. Вязкие полимеркалиевые растворы могут быть рекомендованы для бурения мерзлых гравийных отложений. Полимеркалиевые растворы рационально также применять при бурении мерзлых глинистых пород.
Для определения количества неэлектролитов, обеспечивающего понижение температуры до требуемых значений, можно с достаточной для практических целей точностью пользоваться формулой [24]
х — 0,53A//(/WG), (2.44)
где 0,53 —размерный коэффициент, 1/(кг — с); Аt — желаемое понижение температуры замерзания воды, °С; М — молекулярная масса добавки, кг; G — масса воды, кг.
Определенный интерес представляет водогипанбвый раствор в полимерном и полимерсолевом вариантах для бурения пород с отрицательными температурами (табл. 2.14).
Дальнейшее повышение эффективности использования промывочных жидкостей и снижение их стоимости может быть достигнуто за счет регенерации и повторного использования дорогостоящих компонентов растворов, например, с помощью распылительных сушилок, предложенных М. Р. Мавлютовым, Р. Г. Ягафаровым,
В. Р. Абдуллиным.