Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Увеличивающиеся глубины колонковых скважин, все возрас­тающие объемы бурения по многолетнемерзлым породам требуют рассмотрения вопросов температурного режима бурящейся сква­жины с целью совершенствования технологии бурения, повышения качества и процента выхода керна и в целом повышения техниче­ского уровня и производительности буровых работ.

Температурный режим бурящейся скважины — это изменение температуры циркулирующего промывочного агента в различных точках его нисходящего и восходящего потоков.

Изменение температуры промывочного агента в нисходящем потоке (внутри бурильных труб) происходит в результате непре­рывного теплообмена с восходящим (по кольцевому пространст­ву) потоком, температура которого изменяется во времени и с глубиной за счет теплообмена с окружающими породами. Изме­нение температуры циркулирующего промывочного агента связано также с охлаждением работающего на забое породоразрушающе­
го инструмента и генерацией тепла за счет работы трения потока промывочного агента при его движении.

Одним из наиболее полных по учету определяющих факторов и пригодных для практических расчетов является решение зада — чи о температурном режиме скважины, выполненное Б. Б. Куд­ряшовым [16, 17 и др.].

В результате проведенных исследований были получены фор­мулы (VII.!) и (VII.2), позволяющие рассчитать температуру в любой точке нисходящего и восходящего потоков промывочного агента в любой момент времени от начала циркуляции при любом промывочном агенте (глинистые растворы, вода, воздух, солевые растворы и т. д.) как в случае охлаждения промывочного агента при бурении по многолетнемерзлым породам, так и в случае его нагрева.

Температура внутри бурильных труб, т. е. в нисходящем по­токе промывочного агента на любой глубине Л при конечной глу­бине бурящейся скважины #, может быть рассчитана по формуле

*1 = Щ£ГхН + — Д + 6 +/0 + 0Л. (VII.!)

где

‘л1 = —

гх*>н — г^’н (<1Н — <0 + а — Ь)~гхъг%н (а — Д<8)

*1 = Г1е’.« _ г2е’." ‘

__ *

Температура в кольцевом пространстве скважины, т. е. в вос~ ходящем потоке промывочного агента на любой глубине к при ко­нечной глубине бурящейся скважины Н, может быть рассчитана по формуле

TOC o "1-5" h z /2 = гщ^хН паег, Л + 6 + (VII. 2)

где

ГшН кл. Т (<1Н — <0 + а — Ъ) г1е +~7Г — (я— д<в) —

ОлС г«

—————- — г^-чГ*——————— 1

(<1Н — <0 + а — Ь) +-рг~ (а— Д*з)

Оас г

«2 = —

г1ег>я — г2еГжН В формулах (УН.1) и (VII.2)

Г» г2 =

„ (к^р ± уГ+ Ъ

О0с

а = (а________ ЧЛ — ь = +

1т с / ^агр^О 9

где t — температура промывочного агента, °С; индексы «1» и «2» относятся соответственно к внутреннему каналу бурильных труб и кольцевому пространству; индекс «н» означает величину началь­ной температуры; /0 — условная температура пород у поверхности, °С; h — глубина (текущая координата), м; Н — конечная глубина, м; Go—массовый расход промывочного агента, кг/с; с — удельная массовая теплоемкость промывочного агента (для газа при посто­янном давлении — ср), Дж/(кг-°С); D — диаметр скважины, м;

о — геотермический градиент, °С/м (для различных районов Земли

о = 0,05^0,25°С/м, а в среднем значение геотермического гради­ента может быть принято <г=0,03°С/м; для геокриозоны а== = 0,023 °С/м); k — коэффициент теплопередачи через стенку бурильной трубы, отнесенный к 1 м длины трубы, Вт/м2°С (обыч­но размерность этого коэффициента Вт/м-°С), но так как его ве­личина отнесена к 1 м длины, получаем размерность Вт/м2-°С), Аагр — безразмерный коэффициент интенсификации теплообмена при изменении агрегатного состояния пород; kx —коэффициент не­стационарного (зависящего от времени) теплообмена между про­мывочным агентом и массивом горных пород, Вт/м2°С; ч, i% — со­ответственно гидравлический уклон в бурильных трубах и кольце­вом пространстве.

Для выполнения расчетов по формулам (VII.1) и (VII.2) не­обходимо определить входящие в них величины.

Гидравлический уклон в бурильных трубах рассчитывается по формуле

^ • <™-з>

где р 1 — гидравлические потери давления при движении потока в бурильных трубах, Па; гидравлические потери давления рассчи­тываются по формуле (VI.8); у— удельный вес промывочного агента, Н/м3; Н — глубина, м.

Гидравлический уклон в кольцевом пространстве

/2 = Рз/у*Н, (VII. 4)

где рз — гидравлические потери давления в кольцевом простран­стве, Па, при бурении с промывкой /?3 могут быть рассчитаны по формуле (VI.18); у* — удельный вес промывочного агента, не­сущего шлам, Н/м3; у*>у на 200—150 Н/м3.

Прирост температуры промывочного агента за счет местного нагрева на забое при работе породоразрушающего инструмента может быть рассчитан для любого промывочного агента при бу­рении в породах с положительными температурами по формуле

А/а = N/Gff (VII. 5)

и для продувки скважины воздухом при бурении по многолетне­мерзлым породам

А, X /~ , Дф А/тт а

где (1, (1Х — наружный и внутрен- ний диаметры бурильной трубы, м; а, а! — коэффициенты тепло- отдачи соответственно в кольце- вом пространстве скважины и во внутреннем канале бурильных труб, Вт/м2-°С; Ят — коэффици- ент теплопроводности материала труб, Вт/м-°С. Значения коэффициента теп- лоотдачи а и «1 при бурении с промывкой водой или солевыми растворами могут быть вычисле- ны по формуле а, а^о. огще0’8 рг°*43-А — > О* (VII. 9) где X — коэффициент теплопро- водности промывочного агента при средней температуре в сква- жине, Вт/м-°С; — Оэ — эквивалент- ный диаметр канала потока (при движении внутри бурильных труб Дэ = ^1 и при движении в коль- цевом пространстве В9=0—с/); Рг — безразмерный параметр Прандтля, определяемый из выражения Рг=^/а, где V — кинема- тическая вязкость промывочного агента, м2/с, а — коэффициент температуропроводности промывочного агента, м2/с. Параметр Рейнольдса может быть рассчитан по формуле ^1.10).

k =

«А

+

1

(VII. 8)

1

1

1п — + 2А*г ad

где N — мощность, затрачиваемая на забое, Вт; q, — скрытая теплота плавления и парообразования, Дж/кг; ДЧГ — прирост вла — госодержания воздуха, кг/кг, прирост влагосодержания может быть ориентировочно определен из графика на рис. 10 [19]. Для воздуха Ср=Ы03 Дж/(кг-°С); для льда <? = 335-103 Дж/кг и <7′ = 2491-103 Дж/кг (в интервале температур от 0° до +Ю°С), тогда формулу (VI 1.6) можно переписать в более удобном для расчетов виде: А^в = — 10-3 — 2,8 103Дф. (VII. 7) С0 Расчет коэффициента теплопередачи через стенку бурильной трубы [17]

01 мпа 0,2 МПа

ния воздуха от температуры при различных давлениях

При бурении скважины с продувкой коэффициент теплоотдачи может быть рассчитан по следующим формулам [16, 17]: для кольцевого пространства

а = 0,163———- ^———— ; (VII. 10)

(D + d)°-s(D — d) v ’

для пространства внутри бурильных труб

а, = 0,163 4^"- (VII. 11)

При бурении с промывкой скважины глинистыми растворами коэффициент теплоотдачи рассчитывается по формуле Л. С. Лей — бензона

a, a1 = 0,12Re’0,75 —. (VII. 12)

D9

Обобщенный параметр Рейнольдса для движения потока глинис­того раствора рассчитывается по формуле (VI.11).

Необходимые для расчетов значения параметров, характери­зующих физические свойства некоторых применяемых промывоч­ных агентов, приведены в прил, 11, 12 [16, 17].

Коэффициент нестационарного теплообмена, учитывающий из­менение интенсивности теплообмена между циркулирующей ПО — скважине средой и окружающими породами, рассчитывается по формуле [17]

*х =—— 5— , (VII.———— 13)

1 +Bi yW

где Bi —критерий граничных условий Био; Bi = aRoA„; Fo —без­размерное время (критерий Фурье), ?o = anxlR где ап=К/сарп, Я. п — коэффициент теплопроводности породы, Вт/м-°С; с„ — удель­ная массовая теплоемкость породы* Дж/кг-°С; рп — плотность по­роды, кг/м3; Ro — радиус скважины, м; т — продолжительность циркуляции, с.

Для жидкостной промывки коэффициент нестационарного теп­лообмена может быть рассчитан по формуле [17]

(VIU4>

Необходимые для расчета кх данные о теплофизических свойствах мерзлых и немерзлых горных пород приведены в прил. 14, 15, 16 [16].

В случае зацементированных обсадных колонн при расчетах &т достаточно использовать внешний радиус обсадной колонны, поскольку цементный камень и породы близки по теплофизическим свойствам. Все остальные расчеты ведутся по внутреннему диамет­ру обсадных труб.

Коэффициент интенсификации теплообмена 6агр, учитывающий влияние изменения агрегатного состояния мерзлых пород на их теплообмен с промывочным агентом, введен Ю. Д. Дядькиным,

(VII. 15)

где <7— скрытая теплота плавления льда, равная 335-103 Дж/кг; М — абсолютное значение температуры промывочного агента в кольцевом пространстве скважины, осредненное по протяженности рассматриваемого участка и длительности циркуляции, °С; /Ся — безразмерный коэффициент, зависящий, от характера поля темпе­ратур вокруг цилиндрической выработки. Для условий бурения скважины /Сн = 4,8 [17]; — активная массовая влажность поро­

ды.(отношение массы льда или свободной воды к общей массе единицы объема породы соответственно мерзлой или с положи­тельной температурой), %.

Подставив в форму (VII.15) значения д и’/Ся, можно получить более простую для расчетов &агр формулу

(VII. 16)

В целом исследования температурного режима — бурящейся скважины могут быть проведены на основании общих зависимос­тей, полученных Б. Б. Кудряшовым, с помощью ЭВМ.

Пример 1. Рассчитать температурный режим скважины, т. е. определить распределение температуры в бурильных трубах и кольцевом пространстве при бурении скважины. Бурение скважин производится в многолетиемерзлых поро­дах на глубину 250 м диаметром 76 мм, бурильные трубы диаметром 50 мм муфтово-замкового соединения. Температура породы у поверхности составляет —9°С, градиент изменения температуры а=0,023 °С. Промывка скважины осу­ществляется раствором ЫаС1, плотностью р = 1060 кг/м3. Для расчета принять: время циркуляции 3 ч, начальную температуру раствора —1 °С, —5°С и 5°С.

Решение. Для расчетов примем следующие исходные данные, пользуясь табл. II, 12, 13, 14 и 15 приложений, а также принимая, что бурение осущест­вляется установкой УКБ-4П при осевой нагрузке на коронку Р=800 даН и частоте вращения 297 об/мин, расход промывочной жидкости будет 1,4*10_3 м/с.

*0=_9°С; Со* 1,4-10~3-1060= 1,484 кг/с; с=3800 Дж/кг*°С; Х= =0,5466 Вт/м — °С; а=0,0131 • 10-5 м2/с; рг=2,17-10-в/0,0131 • 10-5= 16,56; *,„ =

—4 Вт/м°С; сп=М03 Дж/кг°С; (>п = 2100 кг/м3 (породы песчаные мерзлые); а=0,023°С/м; Я=250 м, Л = 0( 50, 100, 150, 200 и 250 м; у=2,17-10’в м2/с; Кт = =45,5 Вт/м2°С; ^п=15 %.

Температура промывочного агента внутри бурильных труб, т. е. в нисходя­щем потоке, и температура в кольцевом пространстве, т. с. восходящем потоке, могут быть рассчитаны по формулам (VII.1) и (VI1-2). Для проведения окон­чательного расчета распределения температуры в бурильных трубах и кольце­вом пространстве следует провести расчеты входящих в формулу величин.

1. По формулам (У1.8), (У1.9), (VI.10) и (УИ. З) рассчитаем гидравличес­кий уклон в бурильных трубах

/ 1,46[5]0,2-10-3 100 .25

^ = °>Ч — 0,039" +^г) =°-033:

184 169,7 ‘1_ 10398-250 ~0,07 :

1,17*-1060

Р1 = 0,033 2^0 039 (25° + ^ = 184 169*7 Па-

2. По формулам (VI.10), (VI.18), (VI.19) и (УП.4) рассчитаем гидравли­

ческий уклон в кольцевом пространстве

1-4.1-—* л „ 0,5*0,026

и ~ 0,785 (0,076* — 0,052) — ’ М/°: к-п ~ .2,17-10—• — ’

0,3164 „ 0.54-10 540-250

К. п = ~———— = 0,036; />» = 0,036—— — =46———————— 536,5 Па;

/5990 9,8-2-0,02Ь

(2 = 46 536,5/10 540-250 = 0,0176.

3. По формулам (У11.2) и (УП.5) находим прирост температуры промы­вочного агента за счет местного нагрева на забое при работе породоразрушаю­

щего инструмента

ЛГ, = 5,3* 10-*.800-297*0,067 (0,137 + 0,3) = 3,46 КВт;

Д/а = 3460/1,5.3800 = 0,6.

4. Расчет коэффициента теплопередачи через стенку бурильной трубы про­изводим по формулам ^11.8) и (УИ.9):

0.8 п 0,5466

се = 0,021-5990 ‘ 16>56 = 1551:

по л,«0.5466

а, =0,021-21 027 ’ • 16,56 *4 ——————— = 2823,5;

0,039

00ИП1	06 П9	12ИПО	18ИП4	24 Н		30 +	36 П9
01ИП0	07ИПЗ	13 х	19ИПА	25 1		31 I	37ИПА
02 х	08 ИГО	14 ПА	20 х	26 ИГО	32 ПА	38 ИГО
03 П9	09 х	15 ИЛА	21 ПА	27-		33 иго	39 +
04 ИП9	10 П9	16 Рех	22 ИГО	28 |	34 ИГО	40С/П
05 Ре*	11ИП2	17ПА	23 ИЛА	29ИП7	35 х

Для расчета температуры промывочного агента внутри бурильных труб в нисхо­дящем потоке по формуле (VII.!) можно воспользоваться программой;

тг т2 тх: т%

9,29* 10""*; яа = 6,52; -4,2-10-2; ^=5,07; —5,26.10-*; л2 = 3,67; 1,4-10-ь п.1 — 14,89; 1,98.10-1; ла= 10,78.

00ИП0	05 Ре1	10 П8	15 ИГО	20 х	25 |	30 +
01ИП1	06 П8	11ИП0	16 Ре*	21 П9	26 ИП5	31 ПА
02 х	07ИПЗ	12ИП2	17П9	22ИП8	27 Н		32 ИП7
03 П8	08 ИГО	13 х	18ИП4	23 ИГО	28	к	ЗЗИПО
04 ИГО	09 х	14 П9	19 ИГО	24 +	29 И	П6	34 X 35 | 36ИПА 37 + 38С/П

Для расчета температуры промывочного агента в кольцевом пространстве в восхо­дящем потоке по формуле (VII.2) можно воспользоваться программой:

Для нисходящего потока

А-ЯТО Г,-*П1 г2-*П2 т1-^ПЗ л1->-П4 а-*П5 6-*П6 /0-*П7 о-*П8

Для восходящего потока

А+П0 гх — П1 га-*-П2 т*-*ПЗ л2-*-П4 Ь—>-П5 *0-»-П6 сг-*П7

2- й случай *1н = — 5° С; 3- й случай /1Н = 5° С;

Результаты расчетов представлены в виде графиков на рис. 11 и 12. Из графиков распределения температур видно, что при бу­рении многолетнемерзлых пород можно использовать раствор с начальной температурой —1 °С, большее охлаждение раствора не требуется. Применение раствора с положительной температурой приведет к растеплению пород.

2 комментария на “Распределение температуры в стволе бурящейся скважины”