Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Вскрытие является наиболее ответственным этапом бурения мерз­лых пород. Это можно пояснить следующим образом. Известно, что ка- вернообразование пропорционально произведению а Т. Под а понимается коэффициент теплоотдачи от потока промывочной жидкости к стенке сква­жины. Его значение на определенной глубине можно найти при лами­нарном режиме течения из выражения (1.30). Величина Т есть темпера­тура циркулирующей промывочной жидкости. Таким образом, при измене-

нии произведения аТ во столько же раз изменяется интенсивность кавер нообразования.

В момент вскрытия температура буровогр раствора имеет макси­мальное значение. Так, например, согласно результатам измерений в сква­жинах [15, 16] начальная температура может превышать 20°С: зимой из­меняется в диапазоне 8—12, а летом 20—24°С. По мере углубления про­исходит снижение температуры, что в основном связано с поступлением в раствор разбуриваемой мерзлой породы. Применительно к газовому мес­торождению Медвежье изменение температуры происходило в соответст­вии с выражением (1.76). Если известен объем циркулирующей жидкос­ти, то можно получить теоретическую зависимость, аналогичную (1.76).

Первый сомножитель произведения аТ также уменьшается по мере углубления скважины. В соответствии с формулой (1.30) а уменьшается от забоя к устью скважины пропорционально (H—x)i/3, где х — расстоя­ние от устья до забоя. Поскольку на устье х = 0, то коэффициент тепло­отдачи восходящего потока промывочной жидкости на устье скважины будет иметь минимальное значение, а вблизи забоя скважины (х-*~Н) максимальное.

В качестве примера сопоставим произведение аТ восходящего потока бурового раствора на устье скважины в процессе углубления до 10; 50; 100 и 200 м. На глубине около 200 м вскрытие многолетнемерзлых пород практически закончено, так как интенсивность теплообмена уже доста­точно мала. Для подтверждения этого положения найдем значения коэф­фициента теплоотдачи восходящего потока на устье при глубинах 10; 50; 100 и 200 м. Воспользовавшись полученными в разделах 1.6 и 6.1 результа­тами из формулы (1.30), найдем значения а = 160; 94; 74 и 47 Вт/(м2-°С). Примем исходную температуру промывочной жидкости Го = 10°С. Тогда из выражения (1.76) получим температуру раствора на тех же глубинах 9,8; 7,3; 5,2 и 3,2°С. Произведение а Г, определяющее интенсивность ка­вернообразования на глубинах 10; 50; 100 и 200 м, будет равно 1568; 686; 385 и 150 Вт/м2. Такой поток тепла поступает со стороны промывочной жидкости к породе вблизи устья.

Отсюда следует, что при углублении с 10 до 200 м интенсивность ка­вернообразования снижается в 10 раз, т. е. процесс вскрытия является наиболее неблагоприятным периодом. Примем также во внимание, что время циркуляции на устье наиболее велико. Тогда становится понятным, что интенсивность кавернообразования в приустьевой части ствола значи­тельно выше, чем на других участках. Повышение скорости бурения приводит к снижению рассмотренных факторов кавернообразования: вре­мени, температуры и коэффициента теплоотдачи.

Другой причиной чрезмерного кавернообразования может быть воз­никновение пульсационной турбулентности в пристенном слое воды, об­разовавшейся при таянии льда. Этот фактор описан в гл. 3 при рассмотре­нии экспериментальных результатов по плавлению льдов и мерзлых пес­ков. Поскольку пристенный слой приобретает турбулентный режим, то коэффициент теплоотдачи к стенкам мерзлых пород со стороны потока промывочной жидкости следует определять не из формулы (1.30), а из вы­ражения (1.32). В качестве примера определим коэффициенты теплоотда­чи из формул (1.30) и (1.32) для следующих исходных данных: скорость восходящего потока промывочной жидкости и — 0,2 м/с; с = = 3980 Дж/(кг*°С); q — 1200 кг/м3; X = 0,78 Вт/(м *°С); ри — Цг; б = 1, х = 50; D — 0,394 м; d = 0,203 м; т] = 0,02 Па-с. Из выражения (1.30) получим а = 47 Вт/(м2*°С), а из (1.32) — а = 244 Вт/ (м2* °С). Другими словами, в случае возникновения пульсационной турбулентности пристен­ного слоя воды интенсивность кавернообразования (для принятых исход­ных данных) возрастает в 5,2 раза.

В разделе 3.3 было отмечено, что при бурении скважин скорость ка­вернообразования во льду может превышать скорость кавернообразова­ния в мерзлых песках. Обратим на это внимание, воспользовавшись вы­полненным выше расчетом коэффициентов теплоотдачи. Согласно разделу 3.3 содержание льда в мерзлом песке в 2,3 раза меньше, и ниже вероят­ность возникновения пульсационной турбулентности пограничного слоя воды, чем во льду. Поэтому в интервалах залегания пластового льда для расчета коэффициента теплоотдачи следует использовать выражение

(1.32) . В то же время для интервалов мерзлых песков более справедлива зависимость (1.30), что следует из данных гл. 3. Таким образом, скорость кавернообразования во льду будет в 5,2/2,3 = 2,3 раза выше, чем в мерз­лом песке.

Параметры технологии вскрытия должны обеспечить подавление пуль­сационной турбулентности пристенного слоя воды и могут быть определе­ны по формуле (3.20). Это выражение дает, например, возможность найти пластическую вязкость промывочной жидкости tj, при которой со­храняется ламинарное течение пограничного слоя воды.

Определим значение т) из формулы (3.20) для следующих дйнных: g = = 9,81 м/с2; 0 = 0,394 м; d = 0,24 м (наружный диаметр корпусу турбобура ЗТСШ=240); о =1160 кг/м3; Aq = 160 кг/м3, Qi = 0,05 м3/с. Подстановка в формулу (3.20) дает

0,785• 9,81 • (0,393-0,24)3(0,394+0,24)• 160 ппаа „

4——————— ‘—ШоМ——————————— 0.062 П..с,

Полагая для роторного бурения те же исходные данные, только заменив d = = 0,24 м на d — 0,229 м, из формулы (3.20) получим т) = 0,075 Па* с.

Растворы невысокой плотности — около 1160 кг/м3 и с вязкостью 0,062— 0,075 Па*с являются нетехнологичными, и использование их крайне затруднитель­но. Практически это означает, что вскрывать мерзлые породы долотом 0,394 м не рекомендуется. В противном случае будет развиваться интенсивное кавернооб — разование.

Использованные исходные данные соответствуют промысловым измерениям [15, 16], где описан опыт вскрытия мерзлых пород на Варьеганском и Северо- Варьеганском месторождениях. При вскрытии пород с использованием промывоч­ной жидкости низкой вязкости отмечался вынос большого количества песка (до 60% в растворе). Это говорит об образовании каверн по стволу скважины. Кро­ме того, имели место такие осложнения, как обвалы стенок скважины, затяжки и прихваты бурильного инструмента, недопуск обсадных колонн до проектной глу­бины, а также недоподъем цементного раствора до устья.

Согласно работам [15, 16] геологический разрез при бурении под кондуктор (0—500 м) представлен супесями, суглинками, песками и глинами четвертичных отложений. Эти породы весьма неустойчивы вследствие плавления льда. Проектом предусмотрено перекрывать интервал (0—500 м) с обязательным подъемом цемент­ного раствора до устья, поэтому необходимы мероприятия, обеспечивающие по­

давление интенсивного кавернообразования. В процессе бурения установлено [15J, что следует использовать раствор повышенной вязкости с пониженной водоот­дачей: условная вязкость 50—60 с и водоотдача 5-—6 см3/30 мин. Вскрытие мерз­лых пород производится долотом D = 0,295 м. Для расчета пластической вязкости используем также следующие данные: d = 0,24 м; Дс = 160 кг/м3; Q = 0,05 м3/с. Подстановка в формулу (3.20) дает

_ 0,785-9,81-(0,295-0,24)3(0,295+0,24). 160 „ пЛО„ _

т,=———- — 916-0,05 °’Ш24 Па‘С’

что только в 2,4 раза выше вязкости воды при 20°С.

Таким образом, в случае замены долота 0,394 м на 0,295 м представляется возможным использовать буровой раствор малой вязкости. Необходимо отметить, что такая промывочная жидкость будет иметь малое значение предельного дина­мического напряжения сдвига то. Другими словами, критическая скорость течения, найденная например, из выражения (1.26), будет значительно ниже фактической. Поэтому может произойти турбулизации потока промывочной жидкости. Проил­люстрируем сказанное примером. Фактическая скорость восходящего потока про­мывочной жидкости в интервале турбобура v = 0,05/[0,785-(0,295*—0,242)] = = 2,2 м/с. Полагая то = 2 Па (с запасом), из выражения (1.26) найдем критиче­ское значение скорости о, = 25 /2/1160 = 1 м/с. Скорость v >v„, т. е. режим тече­ния промывочной жидкости в интервале УБТ турбулентный, что приведет к кавер — нообразованию.

Из данных работ [15, 16] следует, что выше турбобура расположены утяже­ленные бурильные трубы (УБТ) диаметром 0,178 м. Поэтому при выборе пласти­ческой вязкости бурового раствора следует ориентироваться на меньший диаметр d = 0,178 м. Для тех же исходных данных определим пластическую вязкость (ниж­нее значение), но при d = 0,178 м:

0,785- 9,91- (0,295-0,178)3(0,295+0,178) -160 п/чп „

4 916-0,05 ’ 13’С‘

Промывочная жидкость такой или более высокой вязкости обеспечит лами­нарное течение пристенного слоя воды в интервале УБТ и турбобура. Воспользо­вавшись условием v — 2,2 м/с<цк, из выражения (1.26) получим допустимое зна­чение динамического напряжения сдвига т<> = 10 Па. Согласно формуле (1.26) =

= 25/10/1160 = 2,3 м/с>» = 2,2 м/с, т. е. в интервале расположения турбобура (величина S максимальна) режим течения промывочной жидкости ламинарный.

Согласно работам [15, 16] растворы с условной вязкостью 50—60 с обеспе­чивают подавление кавернообразования. По нашим измерениям глинистые раст­воры с такой вязкостью имеют при 20°С реологические постоянные т] = 0,025ч — -=-0,030 Па-с и т0= 10ч-12 Па. Эти значения совпадают с полученными выше дан­ными, что подтверждает справедливость предлагаемого подхода к выбору техно­логии вскрытия мерзлых пород.

Таким образом, при выборе реологических показателей промывочной жидкости для вскрытия мерзлых пород можно использовать выражения

(1.26) и (3.20): фактические значения т) и то должны быть равны или вы­ше, чем полученные расчетным путем.

Необходимо отметить следующее обстоятельство. В соответствии с данными реологических исследований (см. гл. 1) вязкость промывоч­ных жидкостей не является величиной постоянной, а зависит от скорости сдвига у. Величину у для кольцевого пространства скважины можно опре­делить из формулы (1.15). Для глинистых растворов, используемых на практике, можно принять показатель неньютоновского поведения п = 0,5. Полагая D = 0,295 м, d = 0,178 м (интервал УБТ) и хГ — 0,05/[0,785Х Х(0,2952—0,1782)] =1,15 м/с, из выражения (1.15) получаем у = = 12{(2-0,5-f-1)/3 — 0,5}-1,15/[(0,295—0,178)] = 152 с’"1. Для сравнения скажем, что пластическую вязкость определяют в диапазоне скоростей Y = 4004-1000 с-1. Воспользовавшись, например, рис. 1.4, получим, что эффективная вязкость промывочной жидкости при у = 152 с-1 (тангенс угла наклона касательной к реологической кривой при данном значе­нии у) значительно выше, чем в диапазоне у = 400-4-1000 с-1. Таким обра­зом, понимая под значением т] в выражении (3.20) пластическую вязкость, мы руководствуемся следующим соображением. Из выражения (3.20) сле­дует, что величина т] в существенной степени зависит от ширины кольце­вого пространства D—d. В процессе теплообмена промывочной жидкости с мерзлой породой значение D—d несколько возрастает. Параллельно увеличивается и расчетное значение вязкости. Однако с учетом благо­приятной зависимости tj от у, а также дополнительного снижения у и 1Г при рост г D—d [см. формулу (1.15)] происходит взаимная компенсация, и не­обходимость повышения rj в соответствии с выражением (3.20) отпадает. Дополнительно к этому также отметим, что углубление скважины при­водит к снижению температуры раствора. Поэтому в соответствии с урав­нением Муни (1.20) происходит дополнительное повышение вязкости раствора. Так, например, снижение температуры с 20°С до 0 приводит к росту вязкости в 0,00178/0,001 = 1,8 раза. ‘

Остановимся на втором важном обстоятельстве, которое также каса­ется особенностей технологии вскрытия мерзлых пород. Дело в том, что длина турбобура и утяжеленных бурильных труб обычно ограниченна и составляет несколько десятков метров. Поэтому в момент начала захода в кровлю мерзлых пород колонны бурильных труб подачу промывочной жидкости целесообразно снизить до минимально допустимого значения. Скорость восходящего потока достаточно поддерживать такой, чтобы обеспечить вынос шлама. При условной вязкости раствора 40—60 с ско­рость может быть снижена до 0,2 м/с. Необходимо принимать во внима­ние и другие факторы. Так, например, при турбинном бурении учитывать рабочую характеристику турбобура.

В чем необходимость снижения расхода? Пусть колонна бурильных труб имеет наружный диаметр 0,14 м. Тогда, в момент захода бурильных труб в мерзлые породы, величина D—d возрастает настолько, что рас­четное значение ц по формуле (3.20) будет существенно превышать фак­тическую вязкость промывочной жидкости.

В кольцевом пространстве возможна гравитационная турбулизация пристенного слоя воды. Для расчета коэффициента теплоотдачи необхо­димо использовать зависимость (1.32). Из этого выражения следует, что коэффициент теплоотдачи прямо пропорционален средней скорости тече­ния промывочной жидкости в степени 0,8, т. е. a^tT0,8. При производи­тельности прокачки бурового раствора 0,05 м3/с средняя скорость течения в интервале бурильных труб равна 0,95 м/с. В соответствии с формулой

(1.32) снижение скорости течения с 0,95 до 0,2 м/с приведет к снижению скорости кавернообразования в (0,95/0,2)0,8 = 3,5 раза. Расход следует снизить до 0,012 м3/с.

Из рассмотренного материала можно сделать ряд выводов. Во-первых, вскрывать мерзлые породы долотом диаметром выше 0,295 м не рекомен­дуется. Параметры технологии бурения можно определить из формул

(1.26) и (3.20). Если существует необходимость, то расширение ствола скважины следует производить после вскрытия мерзлых пород до глубины

около 200 м. В этом случае переход на долото большего диаметра пред­ставляется допустимым, так как температура промывочной жидкости уже невелика. Дальнейшее бурение вести долотом проектного диаметра до ко­нечной глубины. Во-вторых, водоотдача промывочной жидкости должна быть на уровне 5—6 см3/30 мин, чтобы исключить осыпание глинистых пород. Длина УБТ диаметром 0,178 м и выше должна составлять не менее 80—120 м. Плотность промывочной жидкости 1150 кг/м3 или несколько выше.

Таким образом, изложенный выше материал позволит обоснованно выбрать параметры технологии вскрытия мерзлых пород, которые обеспе­чивают диаметр ствола скважины близкий к номинальному.

На интенсивность кавернообразования оказывает влияние продолжи­тельность бурения интервала мерзлых пород. Увеличение длительности теплообмена во столько же раз повышает скорость образования ка­верн, поэтому скорость бурения должна быть возможно выше. В этой связи представляют интерес результаты работы [72], в которой выполнен анализ промыслового материала в плане влияния концентрации твердой фазы в промывочной жидкости на механическую скорость бурения мно­голетнемерзлых пород. Авторы справедливо отмечают, что осложнения при бурении и низкие механические скорости взаимно связаны: осложне­ния уменьшаются при повышении скорости бурения. Так, например, уве­личение длительности бурения приводит к значительному протаиванию по­род, чрезмерному кавернообразованию и росту концентрации твердой фа­зы в буровом растворе. Большие скорости бурения необходимы также для охлаждения бурового раствора в теплое время года, что объясняется уве­личением содержания в растворе разбуренной мерзлой породы. В то же время при остановках бурения без прекращения циркуляции, температура раствора может даже повышаться. Поэтому забуривать скважину в мерз­лоте необходимо, устранив все недоделки, чтобы вести углубление без остановок до проектной глубины.

В работе показано, что рост концентрации твердой фазы в буровом растворе с 0,02 до 0,1 при турбинном бурении и с 0,12 до 0,37 при роторном практически одинаково снижает механическую скорость бурения. Таким образом, при высокооборотном турбинном бурении существенное. сниже­ние скорости начинается при кратно меньшей концентрации твердой фазы, чем при роторном способе. Поэтому авторы работы [72] делают вывод о предпочтительном использовании роторного способа для бурения многолетнемерзлых пород, поскольку применяемые на северных место­рождениях устройства и системы очистки бурового раствора не обеспечи­вают надлежащего удаления твердой фазы для эффективного турбинного способа бурения.

В заключение следует отметить, что высказанная выше рекомен­дация авторов работы [72] относительно более высокой эффективности роторного бурения может оказаться неправомерной для других площадей. Так, в работе [72] приводятся сведения, что при изменении концентрации твердой фазы от 0,02 до 0,1 при турбинном бурении механическая ско­рость снижается с 25 до 13 м/ч. Однако по сведениям работы [15] ис­пользование того же двухсекционного турбобура ЗТСШ-240 на Варьеган- ском месторождении при концентрации песка 0,07—0,12 обеспечивает ме­ханическую скорость бурения 66—80 м/ч. Данных о показателях роторно­го бурения в работе [15] не приводится, но, видимо, турбинное бурение более эффективно. Поэтому целесообразность использования того или иного способа бурения следует определять конкретно для данной площади.

Характерным признаком промывки в мерзлых породах является обиль­ное пополнение бурового раствора песком [71]. Поэтому целесообразно иметь такие параметры циркулирующей жидкости, чтобы на поверхности песок выпадал из раствора. Авторы указывают, что в результате естест­венного охлаждения промывочного раствора температура приближается к 0°С. В связи с этим представлены результаты исследований изменения свойств раствора при его охлаждении до 0°С. Проведенные исследования позволили выявить закономерности изменения свойств как химически обработанных, так и необработанных растворов. Так, вязкость необрабо­танных химическими реагентами Na-бентонитовых растворов при охлаж­дении повышается незначительно. Более ощутимо повышение вязкости растворов, обработанных Na-КМЦ и гипаном. Так, при содержании в растворе 0,5% КМЦ охлаждение от 20 до 1,5°С повышает условную вязкость от 32 до 48 с, что близко к расчетам по формуле Муни (1.20). Вязкость раствора, содержащего 0,1—0,2% гипана, увеличивается более заметно.

Статическое напряжение сдвига (СНС) необработанных глинистых растворов имеет при охлаждении тенденцию к снижению. Уменьшение СНС более заметно. у растворов с повышенной концентрацией глинопо — рошка. СНС глинистых растворов, обработанных полимерными реагента­ми, в отличие от необработанных с понижением температуры увеличива­ется. Водоотдача глинистого раствора при его охлаждении снижается. При этом интенсивность уменьшения водоотдачи у необработанных раст­воров в 2 раза меньше, чем у полимерглинистых.

В лабораторных условиях определено минимальное значение СНС, при котором начинается оседание песка определенной зернистости. Так, на­пример, песок фракции 0,1—0,4 мм полностью оседает в растворе с ве­личиной СНС1/10 = 0,8/1,6 Па. При увеличении СНС до 1,5/2 Па часть песка фракционного состава 0,1—0,315 мм остается в растворе. При увеличении СНС до 1,8/2,7 Па полностью удерживается песок этой круп­ности во взвешенном состоянии. Когда СНС достигает 4,1/4,6 Па, не осе­дает песок крупности до 0,4 мм.

Представляют интерес исследования по осаждению песка в движу­щемся растворе в зависимости от его вязкости при постоянном значении СНС, не превышающем 1,5/2 Па. Исследования выполнены на бурящихся скважинах путем измерения процентного содержания песка на выходе из скважины и во время закачки раствора. Обработка данных по 18 сква­жинам показала, что осаждение песка крупности 0,1—0,315 мм в зависи-

мости от вязкости в условиях буровой подчиняется следующей зависи­мости: .

л <-* 0,85 _

ДС = а — Г,

а

где ДС — разница процентного содержания песка на входе и выходе из скважины; а = 8,5 — коэффициент, учитывающий параметры раствора.

Из выражения следует, что при условной вязкости 85 с и более песок зернистости 0,1—0,315 мм из движущегося глинистого раствора практи­чески не оседает. Снижение условной вязкости на 10 с увеличивает осаж­дение песка в 1,2 раза.

В работе [70] рассмотрены результаты экспериментальных исследо­ваний кавернообразования в рыхлых песках, сцементированных льдом. Через модель скважины циркулировали химически обработанные, а также необработанные глинистые растворы, вода и дизтопливо. Наибольшая кавернозность была отмечена в случае применения чистой воды. При до­бавлении к воде 5% глинопорошка кавернозность уменьшалась в 2 раза. Обработка глинистого раствора полимерным реагентом резко снижает скорость кавернообразования, что справедливо как при добавке одного Na-КМЦ, так и при комбинированной обработке Na-КМЦ и гипаном. При прокачке дизтоплива кавернозность отсутствовала, хотя экспери­мент продолжался почти в 2 раза дольше, а температура дизтоплива была выше. Аналогичный результат получен в работе [34].

После прокачки раствора, содержащего 10% глинопорошка и обрабо­танного гипаном, на стенках модели скважины образуется глинистая корка. Постепенное и равномерное увеличение концентрации песка в раст­воре в процессе опыта свидетельствует о том, что протаивание породы сопровождается равномерным смывом оттаявшего слоя.

Другой механизм и характер кавернообразования предлагается в ра­ботах [40, 41]. Авторы справедливо считают, что технология бурения с использованием жидкостей, имеющих положительную температуру, тре­бует дальнейшего совершенствования. Механизм разрушения стенок сква­жины в интервалах залегания мерзлых песков объясняется с привлече­нием результатов наблюдения за бурением скважин. Так, промысловые наблюдения показывают, что разрушение стенок скважины возрастает с увеличением глубины бурения ниже подошвы мерзлых пород. Это обус­ловлено повышением температуры жидкости вследствие постепенного увеличения времени контакта потока с породой, имеющей положительную температуру. В соответствии с гипотезой авторов происходит неравномер­ное протаивание мерзлых песков, т. е. в первую очередь протаивают про — пластки с большей теплопроводностью и меньшим содержанием льда, образуя микрокаверну. Между соседними микрокавернами образуются выступы более крепких, еще не успевших оттаять пород. Их разрушение происходит при совокупном влиянии собственного веса, поступающего тепла, колебаний давления при спуско-подъемных операциях и работе насосов. При роторном бурении выступы разрушаются также под воз­действием изогнутой вращающейся колонны бурильных труб [40]. Через определенное время выступы обрушаются, их дальнейшее таяние проис­ходит в восходящем потоке и является причиной его охлаждения и даже образования шуги. Затем образуются новые микротрещины, а в проме­жутке между ними новые выступы. Такой процесс разрушения может проявляться в колебаниях температуры жидкости на выходе из скважины, пульсирующем изменении количества песка, выносимого на поверхность.

Исходя из этого механизма, предлагаются способы снижения интен­сивности кавернообразования. Авторы работы [40] считают, что пол­ностью справедлива рекомендация, состоящая в ограничении теплового воздействия, однако относительно микровыступов этого недостаточно. По их мнению, для предотвращения разрушения выступов путем ограничения фильтрации в микротрещины требуется применение промывочных жидкос­тей с минимальным показателем фильтрации. Кроме того, интенсивность механического разрушения выступов значительно уменьшится, если повы­сить структурно-механические характеристики жидкости, контактирую­щей со стенками скважины. В результате на поверхности ствола образу­ется защитный слой жидкости с тиксотропными свойствами и создаются условия предотвращения обвала выступов под действием собственного веса. Необходимо, чтобы время создания достаточно прочной структуры не превышало перерыва в циркуляции в период наращивания инструмен­та. Желательно, чтобы применяемые жидкости увеличивали свои тиксо — тропные свойства при охлаждении. Это создает условия для устойчивости мерзлых пород при восстановлении циркуляции.

Результаты работы [40] развиваются в исследовании [41], где также излагается возможный механизм образования каверн при промывке сква­жин жидкостью с положительной температурой при неустойчивом ха­рактере продвижения фронта протаивания. Автор работы [41] отмечает, что образование каверн и их размеры обычно связывают только с коли­чеством тепла, переданного от промывочной жидкости мерзлой породе. Однако имеется целый ряд явлений, которые не могут быть удовлетвори­тельно объяснены в рамках данной модели. Например, почему при одина­ковой температуре и интенсивности теплового воздействия кавернообразо­вание происходит более активно при промывке водой, чем глинистым раствором или дизтопливом. Видимо, процесс разрушения мерзлых пород потоком теплой промывочной жидкости обусловлен не только тепловым воздействием.

Для подтверждения этого был оценен объем разрушенного и выне­сенного на поверхность песка при бурении первых эксплуатационных скважин месторождения Медвежье. Долото имело диаметр 0,394 м, расход составлял 0,04 м3/с, температура промывочного агента — воды 8°С, по­ристость песка 0,3, температура многолетнемерзлых пород —2°С. При этих условиях объем вынесенного песка равен примерно 25 м3, что состав­ляет 1/4 или 1/5 его фактического значения. Автор работы [41] считает, что превышение фактического значения над расчетным показывает осо­бенности кавернообразования. Считается, что большая часть песка раз­рушается не прямым тепловым воздействием на стенке скважины, а по­падает в поток в мерзлом состоянии и там разрушается. Такая ситуация объясняется тем, что фронт протаивания развивается неравномерно и кон­соли еще мерзлого песка падают в поток под действием собственного веса Более быстрому их обрушению способствуют колебательные процес­су, имеющие место в бурящейся скважине.

Г1о нашему мнению, несовпадение расчетов с промысловыми данными может быть связано с тем, что расчет кавернообразования проводился в предположении ламинарного режима течения потока циркулирующей воды. Однако если определить число Рейнольдса в кольцевом простран­стве, то оно будет значительно превышать критическое значение, равное 2000—2300.

Используя записанные выше данные, получаем, что в начальный мо­мент времени Re=0,04 • 103/[(0,14 + 0,394) • 1,3- 1()-3] = 72300. Прини­мая согласно работе [41] объем оттаявшего песка 100 м3, находим конечный диаметр ствола скважины, равный 1,19 м. Тогда конечное значение числа Рейнольдса Re = 0,04* 103/[(0,14-f 1,19)* 1,3* 10_3] = 23135. Отсюда сле­дует, что режим течения воды в кольцевом пространстве скважины все время турбулентный. Для этого режима и следовало вести расчет каверно­образования.

В целом рекомендации работ [40, 41] действуют в сторону снижения интенсивности кавернообразования. Они не противоречат основным поло­жениям технологии бурения. Так, например, чтобы свести к минимуму действие жидкости с положительной температурой на пески, сцементиро­ванные только льдом, она должна иметь: высокую эффективную вязкость, обеспечивающую предотвращение турбулизация потока в кольцевом про­странстве; низкую эффективную вязкость при скоростях течения, харак­терных для насадок долот, гидроциклона и центрифуги; высокие значе­ния СНС при температурах ниже 2°С относительно значений СНС при температурах выше 2°С; минимальные показатели фильтрации при тем­пературах ниже 2°С; низкую тепло — и температуропроводность. Вместе с тем перечисленные рекомендации не обладают конкретностью, так как не указаны, числовые значения или методика их определения.

Таким образом, предложенный в работах [40, 41] механизм каверно­образования имеет слабые стороны и нуждается в серьезном обосновании.

Комментарии запрещены.