Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

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!

БУРЕНИЕ СКВАЖИН В МЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

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

БУРЕНИЕ СКВАЖИН В МЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

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.

БУРЕНИЕ СКВАЖИН В МЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

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

т, ч

Nзt кВт

£, м

И, м

X. ч

ЛГ3, кВт

I., м

Я, м

2

1,5

150

150

7

1,5

150

150

4,5

360

300

360

285

4,5

150

80

4,5

150

60

360

240

360

200

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

Содержание в растворе, %

Плот­

ность

Услов­

ная

Водо­

отдача

Размер частиц твердой фазы 6. 10-э м

Напряжение

сдвига

©і; Ю

pH ■

полимера

ГЛІІНО-

порошка

Р, 103 кг/м3

вязкость ТУ с

В, смЭ/30 мин

М-14:

0,5

3

1,02

17

16

1,3

0; 0

7

_

4

1,02

18

15

0,3

0,08; 0,29

7

_

6

1,04

20

10

0,2

0,12-, 0,41

7,5

1,0

3

1,02

17

15

0,3

0; 0,16

7

1,5 »/о ГПАА

5

1,03

25

4

0,2

0; 0

И

КМЦ-500:

0,1

3

1,02

17

13

1,0

0; 0

9

1,0

3

1,02

27

9

1,0

0; 0

9

2,0

3

1,04

84

7

0,8

0,2; 0,41

9

0,1

4

1,03

19

11

0,5

0; 0

9

1,0

4

1,04

33

6

0,4

0; 0

9

2,0

4

1,05

94

3,5

0,3

0,4; 0,6

9

Таблица 2.12

Параметры низкотемяературостойких полимерглииистых растворов

Содержание

компонентов

Противоморозная

добавка

Параметры раствора

глино-

поцо-

шка,

кг/м3

реагента — стабили­затора КМЦ, %

тип

содер­

жание,

кг/м3

р, !03

кг/м3

Т, с

В,

см3/мнн

6,

10“Э м

е ; Ю’ Па

pH

темпе — рвтура замер­зания, °С

40

1,5

Ыа2Вг407

20

1,103

36

3,5

0,4

0/0

9

-1,2

1,5

Ыа2Вг407

64

1,11

37

2,5

0,3

0/0

9

-3,5

60

1,0

Ыи2Вг407

20

1,10

25

6,5

0,5

0/0

9

— 1,2

1,0

Ый2Вг407

64

1,13

32

5,0

0,4

0/0

9

—3,5

60

1,5

200

1,07

37

4,0

0,6

0/0

9

-8,0

60

2,0

№2СОз

100

1,13

29

4,5

0,3

0,17/0,62

9

-3,0

2,0

№2СОэ

200

1,16

41

3,5

0,2

0,65/0,75

-7,0

Температура (отрицательная) замерзания раствора, °С (по данным А. М. Коломийца, Е. В. Шанкова, Е. В. Шенникова)

Подпись: Температура (отрицательная) замерзания раствора, °С (по данным А. М. Коломийца, Е. В. Шанкова, Е. В. Шенникова)

Таблица 2.13 Параметры иизкотемпературостойких полимерсолевых жидкостей

Концентрация ПАА, % (сухого

вещества)

Добавка, КСІ, %

1), Па-с

р, 103 кг/м3

pH

Температура замерзания. “С

0,3

4

0,0030

1,024

6,93

-2,3

8

0,0022

1,048

7,06

-3,4

0,0052

1,003

6,95

0,5

4

0,0060

1,026

7,03

-2,4

8

0,0060

1,052

7,05

-3,5

16

0,0052

1,102

7,18

-7,5

0,0125

1,004

6,84

1,0

0,0240

1,011

7,05

-7,7

8

0,0177

1,055

7,15

16

0,0177

1,100

7,31

1,5

4

0,0360

1,041

6,91

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.

Комментарии запрещены.