Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Теплообменные процессы в криолитозоне и их использование при оптимизации технологии крепления скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Теплообменные процессы в криолитозоне и их использование при оптимизации технологии крепления скважин"

На правах рукописи

005538938

РОГОВ ВАЛЕРИЙ ВАЛЕРЬЕВИЧ

ТЕПЛООБМЕННЫЕ ПРОЦЕССЫ В КРИОЛИТОЗОНЕ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИ ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

г і ноя 2013

Ухта, 2013

005538938

Диссертация выполнена на кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета.

Научный руководитель:

Чупров Илья Федорович - доктор технических наук

Официальные оппоненты:

Быков Игорь Юрьевич

- доктор технических наук, профессор кафедры МОН и ГП Ухтинского государственного технического университета

Деминская Наталья Григорьевна

- кандидат технических наук, ведущий инженер отдела проектирования строительства и реконструкции скважин филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«ПечорНИПИнефть» в г. Ухте

Ведущая организация:

ФГАОУ ВПО «Северный (Арктический) федеральный университет имени М. В. Ломоносова»

Защита состоится 12 декабря 2013 года в 10 часов на заседании Диссертационного совета Д.212.291.01 при Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300 г. Ухта Республики Коми, ул. Первомайская, 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.

Автореферат разослан 11 ноября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.291.01,

кандидат технических наук, профессор Н.М. Уляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Большинство крупных разведанных и перспективных месторождений углеводородов приурочено к Крайнему Северу России. Распространение многолетнемерзлых пород усложняет сооружение и эксплуатацию скважин в криолитозоне. Недостаточная эффективность технологии крепления скважин в этих условиях предопределяет применение специальных тампонажных материалов. Прежде всего, это относится к облегченным тампонажным цементам. В связи с этим очевидна необходимость разработки специальных тампонажных композиций для качественного крепления скважин в криолитозоне.

Цель работы

Изучение теплообменных процессов в околоствольном пространстве скважин в криолитозоне и их использование при оптимизации технологии крепления.

Основные задачи исследований

> Обзор теоретических работ по теплообменным процессам в скважинной крепи и массиве горных пород и существующих технологий крепления скважин в криолитозоне;

> Исследование распределения температуры в многосоставной крепи с целью определения теплового воздействия одиночной скважины на массив мерзлых пород;

> Оценка устойчивости устьев кустовых скважин при их тепловом взаимодействии;

> Разработка тампонажного материала с гранулированным пеностеклом Термогласс.

Научная новизна

♦♦♦ Разработана математическая модель для определения теплового поля многосоставной крепи, которая позволяет найти температуру каждого слоя и температуру приствольной зоны в пределах радиуса теплового влияния скважины;

Теоретически обоснована устойчивость кустовых скважин от расстояния и интенсивности теплового взаимодействия между ними в криолитозоне, определен безопасный период строительства интервалов термонезащищенных скважин, который для месторождений п-ва Ямал и Северной зоны распространения ММП на северо-востоке России составляет 1 месяц.

Основные защищаемые положения

Математическая модель, позволяющая оценить устойчивость устья скважин в зависимости от теплопроводности многосоставной крепи;

^ Методика расчета теплового взаимодействия кустовых скважин в криолитозоне;

^ Состав тампонажного материала с гранулированным пеностеклом Термогласс для крепления скважин в криолитозоне.

Практическая значимость

• Математические модели для определения температурного поля одиночной скважины и куста скважин позволяют экспресс-методом оценить риск растепления мерзлых пород прискважинной зоны;

• Разработан тампонажный материал низкой теплопроводности с гранулированным пеностеклом Термогласс для крепления скважин в криолитозоне;

• Разработанный состав тампонажного материала позволяет получить устойчивую теплоизоляционную крепь, предупреждающую растепление мерзлых пород;

• Обосновано расстояние передвижки буровой установки при строительстве скважин на таких месторождениях как Русское, Бованенковское, Требса-Титова, Уренгойское и др., что подтверждается промысловым опытом.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на Международных молодежных научных конференциях «Севергеоэкотех», г. Ухта (2008, 2011, 2013 гг.), Научно-технической конференции преподавателей и сотрудников УГТУ, г. Ухта, 2013 г.

Публикации

Результаты исследований опубликованы в 7 печатных работах, включая 4 работы в изданиях, вошедших в Перечень ВАК.

Благодарности

Автор выражает благодарность, в первую очередь, своему научному руководителю - доктору технических наук, профессору Илье Федоровичу Чупрову за оказание помощи и постоянный контроль на всех этапах выполнения научно-исследовательской работы.

Автор признателен коллективу кафедры бурения Ухтинского государственного технического университета и лично заведующему кафедрой к.т.н., профессору Надежде Михайловне Уляшевой, доценту Александру Семеновичу Фомину, к.т.н., доценту Юрию Леонидовичу Логачеву за консультации и ценные советы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В введении обсуждается актуальность проблемы, которой посвящена диссертационная работа.

В главе 1 рассмотрен опыт строительства скважин в криолитозоне в России и за рубежом, изложены технические и технологические вопросы, отражены теоретические разработки, проведена патентная экспертиза средств термической защиты, буровых и тампонажных растворов, технологий крепления, геофизических методов исследования скважин и мерзлых пород.

Значительный вклад в развитие технологии строительства скважин в криолитозоне внесли: P.M. Алиев, Г.В. Арцимович, М.О. Аршафьян, В.Т. Балобаев, В.В. Баулин, Е.Б. Белопухова, Т.В. Бобылева, А.И. Булатов, P.A. Гасумов, B.C.

Данюшевский, Г.И. Дубиков, A.A. Ипполитов, В.В. Ипполитов, H.H. Кохманская, Б.Б. Кудряшов, И.М. Кутасов, JI.C. Лейбензон, А.Я. Липовецкий, A.B. Марамзин, А.Н. Мариампольский, Д.Ф. Новохатский, Д.В. Орешкин, A.B. Полозков, К.А. Полозков, Ю.М. Проселков, С.А. Рябоконь, П.Б. Садчиков, A.B. Самсоненко, И.В. Самсоненко, В.Т. Седов, С.Л, Симонянц, B.C. Ситников, Р.У. Танкаев, В.А. Толпаев, И.Ф. Толстых, И.А. Чарный, Л.М. Шмелев, A.M. Яковлев, Е.С. Bullard, J.S. Dier, J.C. Jaeger, H. Vrielink и другие. В УГТУ этим вопросом занимались: И.Ю. Быков, В.Ф. Буслаев, З.А. Васильева, В.Н. Пушкин, A.B. Нор, В.М. Юдин, Н.М. Уляшева, Н.С. Шефлер и другие.

Строительство скважин в 30-50-х гг. XX века в Красноярском Крае отмечалось невысокими темпами бурения и осложнялось активным протаиванием мерзлых пород. На этом этапе предпринимались первые попытки по теплоизоляции устьевой зоны, давшие начало развитию технологии защиты скважин в многолетнемерзлых породах (ММП). Положение значительно улучшилось в 70-80 гг. XX века, когда, учитывая опыт бурения скважин на Крайнем Севере, были проведены исследования строения мерзлых пород и их температурного режима, на основе которых были разработаны рекомендации по перекрытию ММП.

На базе Ухтинского ГТУ с 1979 г. ведутся разработки устройств, оборудования и способов защиты скважин в криолитозоне. И.Ю. Быковым, В.В. Соловьевым, В.Ф.Буслаевым, A.C. Гюменюком и др. предложены конструкции скважин для ММП, созданы устройства аккумуляции холода и термической защиты, разработаны теплоизолированные обсадные колонны и способы регулирования температуры в зоне влияния скважины. Н.М. Уляшевой, В.Ф. Буслаевым и др. разработан буровой раствор для вскрытия ММП. И.Ю. Быковым, Т.В. Бобылевой проведена обширная работа по составлению классификационной схемы факторов и разработан алгоритм, определяющий порядок выбора способов и средств тепловой защиты скважин. В.Н. Пушкиным, A.B. Нором, В.М. Юдиным, Г.В. Буслаевым и др. написана программа фазовых переходов для ЭВМ, связывающая параметры бурения скважин в мерзлых породах с целью предупреждения выбросов газа из газогидратных толщ.

Д.В. Орешкиным, A.A. Фроловым, В.В. Ипполитовым разработан облегченный тампонажный материал низкой теплопроводности с полыми стеклянными микросферами (ПСМС и АПСМС) и математическая модель, связывающая основные свойства теплоизолирующего тампонажного материала (ТТМ) в зависимости от содержания микросфер и пластификатора С-3.

Развитию технологии строительства скважин в криолитозоне существенно способствовали теоретические исследования, касающиеся определения подвижной границы зоны протаивания мерзлых пород вокруг скважин. Одной из первых работ в указанном направлении является работа Д. Егера, в которой решается уравнение нестационарной теплопроводности. Однако полученное решение неприменимо на практике ввиду его сложности. Применение метода последовательной смены стационарных состояний позволило И. А. Чарному получить приближенное решение задачи, которое действительно лишь для больших времен.

В.Т. Седов разработал математическую модель протаивания мерзлых пород вокруг одиночной скважины, учитывающую теплоперенос от талой зоны к мерзлой. В процессе решения автор принял ряд допущений, названных предельными переходами, на основе которых получена зависимость радиуса протаивания с учетом разности тепловых потоков на границе растепления. Зависимость, полученная Седовым В.Т., является довольно простой для численного эксперимента и может применяться как одна из методик при решении задачи о продвижении зоны растепления.

Автором проведена патентная проработка изобретений, связанных со строительством скважин в криолитозоне. Исследовательские разработки сгруппированы по основным направлениям: 1) Повышение точности построения глубинных разрезов; 2) Выявление газогидратных залежей в многолетнемерзлых породах (ММП); 3) Определение пород и их свойств в интервалах криолитозоны; 4) Бурение и крепление скважин в ММП; 5) Оптимизация конструкций скважин в криолитозоне; 6) Контроль состояния крепи скважин в мерзлых породах; 7) Эксплуатация скважин в условиях Крайнего Севера.

В главе 2 рассмотрено поле температуры вокруг скважины в криолитозоне и приведены исследования влияния теплопроводности составной крепи на интенсивность прогрева пород околоствольной зоны.

Скважина и окружающий ее массив горной породы являются единой теплообменной системой. Колебания температуры в стволе скважины возбуждают аналогичные колебания в прискважинной зоне. Тепло распространяется в радиальном направлении вглубь массива по законам теплопроводности. Стационарное распределение температуры вокруг скважины описывается уравнением теплопроводности в полярных координатах: й2Т 1<1Т

-^ + -—=0, где Т = Т(г) (1)

(1г2 г <1г

Решаем уравнение (1) при краевых условиях:

Тг1 = Тф' (2) Тг2 = Тск.

где Тф,Тск — соответственно температуры добываемого флюида и массива мерзлых пород в зоне контакта с крепью скважины.

Решение уравнения (1) примет вид:

1пГ/гг

Г(г) = Тф + (Тск - Тф)

Ъ, (3)

Полученное решение позволяет найти температуру через одиночную цилиндрическую стенку. Наша задача заключается в определении температуры в многослойной крепи (рис.1).

г, Тг 'Тг-,; Щ 111 % 11811 1Ш111Ш1

ц

14

IV,

..............

Г. •

!22§ - обсадные трубы < - цемектное кольцо - горные породы

Рисунок 1. Схема конструкции скважины Для упрощения модели будем считать температуру по толщине обсадных колонн постоянной, т.к. коэффициент теплопроводности стали в несколько десятков раз больше теплопроводности цементного камня. При таком допущении найдено поле температуры во всех цементных кольцах:

= Тф + (Ту - Тф)

Т2 = Ту + (Тх - Ту)

Тх + (Тск - Тх)

1п 7;

1пГз

/г, 1пГ/п

ы ГА6

г2 < г < г3,

Г4 < Г < Г5,

Г.<Г < П.

(4)

Система (4) содержит 6 неизвестных при 3 уравнениях и является незамкнутой. Для получения замкнутой системы необходимо уменьшить количество неизвестных. Воспользуемся законом Фурье - тепловой поток прямопропорционален градиенту температуры:

ат

Я = -А— (5)

±г

где X — коэффициент теплопроводности.

При допущении равенства тепловых потоков на границах цементных колец и допущения, что сталь обсадных труб не препятствует теплопередаче ввиду высокой теплопроводности:

<7ви = ЧсрЧср = Чнар (6)

Равенство тепловых потоков для внутреннего и среднего цементных колец примет вид:

(Ту-Тф) 1 (тх - Ту) 1

1п 3/г

1пгуп п

(7)

Продолжая аналогичные преобразования, получаем еще два уравнения. В итоге имеем систему уравнений относительно температур на границах цементных колец (Тх, Ту, Тск).

{Ту-Тф)1 ^{Тх-Ту)1

1пГз/г2 гз ínrVr4

(Тх -Ту) 1 _ (Тск - Гх) 1

J (Т„-Тх) 1 _ (Гж„„ - Гст) 1

'' , Г, / „ ~~ А«ил ' г, / г ' /л с/Гб rs </Гс гс

где А1(,ЛЛШ„ - соответственно коэффициенты теплопроводности цементного камня и многолетнемерзлых пород, rt - радиус теплового влияния.

Дифференцирование решения (3) при условии равенства тепловых потоков дает систему уравнений, в которой имеется неизвестная - радиус теплового влияния. И.А. Чарный в работе «Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину» обосновал определение радиуса теплового влияния как:

rt = 2 V^í (9)

где а2 — коэффициент температуропроводности пород, t — время теплового воздействия. Для ММП средний коэффициент температуропроводности (согласно инструкции по определению физических, теплофизических и механических характеристик мерзлых грунтов) а = 3,1 • 10"3 м2/ч.

Обозначим в (8) А, В, С, D:

А = 1 в _ 1 с _ 1 . д _ ~ г3-1пГз/Г2' r4-lnr%' rs-lnrÍr6' Л„-гс-1пГ</гс (Ю)

При этих обозначениях система (8) примет вид (11), которая является линейной системой относительно температур внутреннего, среднего и наружного цементных колец.

ВТХ - {А + В)Ту + 0Т2 = -АТф,

(В + С)ТХ - ВТу - СТск = 0, (11)

СТХ - 0Ту — (D + С)Тск = —DTMMn.

Эта система линейна относительно неизвестных температур. Подобную систему можно получить для любого количества цементных колец. Если бы число цементных колец было бы больше 3-х, задача решалась бы аналогично, только имела бы 4 уравнения, и т.д.

Исходными данными для теплового расчета приняты приближенные к естественным условиям значения величин: Тф=30°С, Г,„,„=-2^-8°С, а = 3,1 10"3 м2/ч,

2,6 Вт/м °С, = 0,7 Вт/м °С (для ПЦТ), Хч= 0,16-0,28 Вт/м °С (для цементов с низкой теплопроводностью), г, = 3,1; 7,4; 10,4 м (для 1, 6 и 12 месяцев). Диаметр внешнего цементного кольца Dmp = 490... 1420 мм.

Результаты расчета показывают, что со временем температура на границе стенка скважины - ММП увеличивается. На графиках отмечены три области, характерные для различных условий температур мерзлых пород и теплопроводности крепи скважины с течением времени (рис.2).

Первая область показывает температуру в зоне контакта цементного камня и мерзлых пород с температурой -2°С. Крепление выполнено ПЦТ-1-50. Тепловой расчет показывает, что при температуре добываемого флюида 30°С температура на границе контакта скважины с породой будет положительной, и условие нерастепления ММП нарушится. Попытка уменьшения теплопроводности конструкции скважины за счет увеличения толщины внешнего цементного кольца до 01420 мм позволяет снизить температуру в зоне контакта, однако она по-прежнему остается положительной.

0 490 мм, X 0,7, Т -8°С 0 1420 мм, X 0,7, Т -8°С ■"■+— 0 490 мм, X 0,2, Т -2°С ™~"~0 490 мм, X 0,2, Т -8°С 726 мм, X 0,2, Т -2°С 726 мм, X 0,2, Т -5°С

• •>!>••• О 726 мм, X 0,2, Т -8°С -X' 0 490 ммД 0,16, Т-2°С ■■■»:•- 0 490 мм, X 0,16, Т -5°С

« 0 490 мм, X 0,16, Т-8°С ~+~0 726 мм, X 0,16, Т -2°С

• I) 726 мм, X 0,16, Т -5°С 0 726 мм, X 0,16, Т -8°С

Рисунок 2. Графики температуры на границе внешнего цементного кольца Применение тампонажных материалов низкой теплопроводности (с АПСМС, пеноцементов, ТТМ с Термогласс) является грамотным решением, способствующим увеличению термического сопротивления скважины. Области 2 и 3 показывают температуру на границе внешнего цементного кольца при использовании теплоизолирующих тампонажных материалов, теплопроводность которых (0,16-0,2 Вт/м°С) позволяет снизить температуру на границе скважина-ММП в 2-3 раза.

Область 2 показывает, что при диаметре внешнего цементного кольца 490 мм температура значительно ниже, чем в случае применения бездобавочного ПЦТ, однако по-прежнему остается выше 0°С. В этом случае увеличение толщины внешнего цементного кольца до 0726 мм с использованием расширителей (область 3) способствует усилению сопротивления крепи передаче теплового потока и снижению температуры на границе контакта до 0°С и ниже.

О 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 Длительность прогрева мерзлых пород от скважины, сутки

Эффективность теплового обмена зависит от начальной температуры массива ММП, чем ниже ее значение, тем слабее интенсивность прогрева толщи скважинной крепи. Расчетным методом установлено, что при температуре массива ММП расширение внешнего цементного кольца позволяет ограничиться лишь применением ТТМ, а температура в зоне контакта будет ниже 0°С.

В работе Д.В. Орешкина и др. доказано, что влажность цементного камня снижается в процессе гидратации. Также изменяются и теплофизические характеристики. За 10 лет коэффициент теплопроводности цементного камня снижается в среднем на 10%, т.е. термическое сопротивление конструкции скважины со временем только увеличивается.

В главе 3 рассмотрено тепловое взаимодействие кустовых скважин, оценено влияние продолжительности строительства интервалов и расстояния между устьями скважин на устойчивость мерзлых пород.

Предыдущее исследование касалось поля температуры одиночной скважины в стационарном случае. По существующей технологии кустовые скважины расположены на прямой с расстояниями между устьями 8... 16 м (рис.3).

О

ООО

уиии- »

Рисунок 3. Куст скважин в плане Распространение тепла в горных породах описывается уравнением теплопроводности, а распределение давления при упругом режиме разработки описывается уравнением пьезопроводности. С точки зрения математического моделирования эти уравнения одинаковы, поэтому для определения тепловой интерференции использовано уравнение пьезопроводности при упругом режиме разработки, в котором давление заменено на температуру.

Поле температуры при тепловом источнике д, расположенном в точке (Х|; у]), будет описываться уравнением:

2 (д2Т д2Т\ д(0 , ЭТ

(12)

где а2 — коэффициент температуропроводности, с — теплоемкость, р — плотность пород, И — мощность зоны ММП, ¿(х-х/;у-у]) -функция Дирака для плоскости:

' 0, при х Ф хг,у Ф у1 :У1

(13)

8{х — х^у — Ух) с1хс1у = 1

Б

В случае, когда на ММП влияние оказывают п скважин, расположенных в точках (х;;у;), задача (12) примет вид:

4 (о0,прих = Хг,у = _

I

/д2Т д2Т\ q{t) V" ЭТ

при краевых условиях: Таг-» =

У-.Х.

решение уравнения (14) примет вид:

TyZZ = Tmn-Tt=о = Т»шп'Тх=ч = тск (15)

¡=1 О

где Я = аср; г;2 = (х — Xi)2 + (у — Ус)2, T,iiU„, Тск - соответственно начальная температура пласта в зоне ММП и температура на стенке скважины.

В нашем случае задачей является определение мощности теплового источника. Мощность теплового потока И.А. Чарный определил как:

4nXh(TCK - ТшJ

^ = tn ^ <17>

г о2

Бурение интервала ММП может занимать от 1 недели до 30 суток. Поэтому в качестве мощности теплового потока возьмем среднее арифметическое от потока в начальном и конечном периоде времени. В этом случае среднее значение мощности теплового потока можно определить как qcp = Знач+Зкон _ COnst. Тогда решение (16) с использованием (17) примет вид:

-2

(18)

V \ tUL / /

= 1

где г, - расстояние от выбранной точки до теплового источника, Ei(—u) = f" — du - интегральная показательная функция.

При кустовом бурении практически могут взаимодействовать только две скважины: бурящаяся и добывающая. Для взаимодействия двух скважин решение (18) примет вид:

где ТБ, Тд - соответственно температуры на стенках бурящейся и добывающей скважин, находящихся рядом в кусте; о, г2 - соответственно расстояния от произвольной точки до бурящейся и добывающей скважин.

По формуле (19) проведены численные эксперименты для теплонезащищенных скважин и построены графические зависимости распределения температуры между двумя кустовыми скважинами. Исходные данные: ТЕр=15-30°С, ТМШ1=-2-^-8°С, а=3,110"3 м2/ч, г,=1,5; 3,1; 7,4; 10,4 м (для 2 недель, 1, 6 и 12 месяцев). Период строительства каждого интервала (под направление, кондуктор и эксплуатационную колонну) планируется от двух недель и более.

Результаты расчетов показывают, что в период строительства интервала до месяца температура на границе стенка скважины-криолитозона находится ниже -0°С, что удовлетворяет условию нерастепления ММП (рис. 4-5).

Рисунок 4. Распределение температуры между скважинами, находящихся на расстоянии 8 м друг от друга

3 5 7 9 11 13

0,0

-1,0

и -2,0

«" -3,0

С?-4,0 «1

&-5,0

Е -6,0 и

ь -7,0 -8,0 -9,0

и

через 1 месяц

д . 1

1 ]

Т !

Расстояние между скважинами, м - Направление — — Кондуктор--— Эк. колонна

Рисунок 5. Распределение температуры между скважинами, находящихся на расстоянии 16 м друг от друга Однако при увеличении сроков строительства интервала более 1 месяца температуры вокруг бурящейся скважины становятся положительными (рис. 6).

1 3 5 1 ...................9........................11.......................13......................И

7,0 6,0 5,0 4,0 | 3 0 - 2,0 I 1,0 - 0 0 ; -Ю ¡•-2,0 ; -3,0 I -4,0 ' -5,0 -6 0 -7,0 -8,0 -9,0

........................ Р:.................. -через^Л МеСЯ1 к".........................5

:.....—....... : Ч.ер.^^Щсяфв".................. 1

Ч ..... '......=.......... -----——1

! \\ % ЕЕ=Н

Расстояние между скважинами, м ■ Направление - — Кондуктор ---Эк. колонна

Рисунок 6. Распределение температуры между скважинами, находящихся на расстоянии 16 м друг от друга

Результаты расчетов показывают, что при бурении интервала от 2 до 3 месяцев область протаивания вокруг бурящейся скважины увеличивается до 1 м. Продление сроков бурения до полугода приводит к образованию зоны протаивания до 2 м вокруг бурящейся скважины. Таким образом, безопасный период строительства каждого интервала термонезащищенных скважин в криолитозоне при расстояниях 8... 16 м составляет 1 месяц. В случае, когда строительство интервала планируется дольше месяца, рекомендуется применять термозащитные технологии и оборудование с целью предупреждения осложнений и аварий, связанных с растеплением и обратным промерзанием пород криолитозоны.

С увеличением расстояния между скважинами в кусте расширяется зона температур, близких к первоначальному состоянию массива мерзлых пород, т.н. зона стабильности мерзлого слоя. Также на площадь зоны стабильности мерзлого слоя влияет время действия положительных температур на массив ММП: при строительстве интервалов до 1 месяца расстояния между скважинами 8... 16 метров являются оптимальными в любой точке, однако при бурении интервала более месяца расстояние между скважинами рекомендуется не менее 16 метров.

Распределение теплового поля между двумя соседними скважинами напрямую зависит от расстояния между ними, начальной температуры криолитозоны и температур на стенках скважин в зоне контакта с мерзлотой. Наибольшая интенсивность теплообмена наблюдается, когда рядом с добывающей скважиной бурится новая. Буровой раствор прогревает мерзлые породы при забуривании и через крепь скважины при дальнейшем углублении. Расчеты показывают, что при расстоянии между скважинами 8 м прогрев толщи ММП происходит существенно быстрее. Продолжительность строительства интервала от 2 месяцев и более приводит к увеличению температуры мерзлых пород минимум на 1°С от первоначального состояния.

В главе 4 представлены результаты экспериментальной работы по подбору рецептуры тампонажного раствора с гранулированным пеностеклом Термогласс, его свойства и характеристики.

Тепловой расчет показал возможность осуществления пассивной тепловой защиты при условии крепления обсадных колонн тампонажными материалами низкой теплопроводности.

Термогласс — это гранулированное пеностекло, получаемое путем спекания измельченного в пыль стеклянного боя и порообразователя (кокс, мел, доломит, присадка М254). Термогласс характеризуется низким коэффициентом теплопроводности (0,04 Вт/м-°С), морозостойкостью (не более 0,02% потери массы при 75 циклах), минимальным водопоглощением (не более 0,5%) и высокой прочностью (5-7 МПа), в связи с чем имеется основание для его применения в составе теплоизолирующего тампонажного материала (ТТМ) для крепления скважин в криолитозоне.

ПЦТ-1-50 предназначен для низких и нормальных температур, т.е. для протекания в нем гидратационных процессов необходима положительная температура. Применение гашеной извести приводит к нагреву тампонажного теста

до 40°С. Экспериментально установлено, что независимо от содержания извести максимальное увеличение температуры всегда идет через постоянный промежуток времени (рис. 7).

Рисунок 7. Изменение температуры цементного теста во времени Значительный рост температуры происходит в течение первых 5-10 минут, способствуя усилению гидратационных процессов в ГТЦТ-1-50. Экзотермическая реакция активно протекает в короткий промежуток времени, в течение которого цемент успевает прогидратировать и начать схватываться.

Увеличение содержания наполнителя в цементном растворе приводит к увеличению водоцементного отношения с целью сохранения растекаемости цементного теста. По результатам лабораторных экспериментов оптимальное водосмесевое отношение (ВСО) составляет 0,5-0,7, при этом средняя плотность ТТМ в зависимости от ВСО и содержания Термогласса изменяется в пределах 1350-1550 кг/м3 (рис.8). При этом растекаемость цементного теста составляет 11-23 см (рис.9).

і 2 ; н

І Ї и о

і I

О 5 10 15 20 25 30

Содержание Термогласс, % ™~*~™ВСОО,5 __ «-*; "ВСО 0,6 ---■»■■ ВСО 0,7

Рисунок 8. Влияние Термогласса на плотность тампонажного раствора

24 ї 22 и 20 а 18 8 16 Н 14 £ 12 ■ | 10 I 8

I 4 я 2

0

¡1«

30

®ВСО 0,5

К ВСО 0,5; 500-1. 2%

ВСО 0,6 « ВСО 0,6; НІ)()-:. 2% 58 ВСО 0,7

ж ВСО 0,7; Х1.Х> I. 2%

Содержание Термогласс, %

Рисунок 9. Влияние содержания Термогласса, химической обработки и ВСО на растекаемость цементного теста

Для полноты гидратации цементного камня необходимо 50% от массы сухого цемента воды затворения. Применение наполнителя требует ВСО 0,6-0,7 для сохранения подвижности и растекаемости цементного теста. Наличие свободной, химически не связанной, воды приводит к росту показателя фильтрации тампонажного раствора. Для регулирования водоотдачи в работе используется оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ). Фильтрационные характеристики цементного теста составляют 36-49 мл/30 мин, что существенно превосходит показания бездобавочиых портландцементов (рис.10).

0,6 0,7 0,8

Содержание ОЭЦ, %

~»&°»ВСО 0,5 «♦»ВСО 0,6 «•*»'ВСО 0,7

Рисунок 10. Зависимость показателя фильтрации цементного теста от содержания ОЭЦ Применение гашеной извести упрочняет цементный камень, который расширяется в процессе гидратации на 4-5% (рис.11). Экспериментально установлено оптимальное содержание гашеной извести в цементной композиции 8-12%. при этом достигается эффект расширения, а цементный камень набирает прочность. Однако увеличение содержания извести до 14% снижает прочность цементного камня (рис.12).

Содержание гашеной извести, %

I..................................................................................................................................................

Рисунок 11. Расширение цементного камня в зависимости от содержания извести

9

10 11 12 Содержание гашеной извести, %

13

Рисунок 12. Прочность цементного камня на изгиб в зависимости от содержания извести

я 2'9

2 2,8 ш 2,7 . Р !

| 2,6 ; ... я 2 5 -

ё 2,41-------;.......*

о

12 3 Ч------------------------------------------$------

В" 3 о

в. 2,2 V —................................!-----------------------------?-----------------------

¿V ]

1 ^^^^ 1

10 15 20 25 30

Содержание Термогласс, %

-ВСО 0,5 -*»ВСОО,6 '-«*-~ВСОО,7

Рисунок 13. Прочность цементного камня на изгиб в зависимости от содержания Термогласса Цементный камень с Термоглассом набирает прочность во времени, что подтверждает длительность процесса гидратации. Прочность 3-хлетнего камня на сжатие в 7-10 раз превышает аналогичную для камня возрастом от 1 суток до 1 года (рис.14).

} _ 40 -:

И 35 „-30

Е* * 20 Я 15

12 10 и

X 5

с

года 1 год

: 1 СУ I КИ :

10 15 20

Содержание Термогласс, %

25

30

~ ВСО 0,5 1 сут —»"""ВСО 0,6 1 сут ™*«<«ВСО 0,7 1 сут •—»»ВСО 0,5 1 год -"•»»ВСО 0,6 1 год —«">ВСО 0,7 1 год >™~»>ВСО 0,5 3 года —ВСО 0,6 3 года ВСО 0,7 3 года

Рисунок 14. Изменение прочности цементного камня на сжатие во времени Визуальный осмотр поверхности образцов цементного камня показал равномерное распределение гранулированного пеностекла по объему, что подтверждает правильность выбора типа и содержания пластификатора ЭБО-Ь.

Линия слома проходит как через цемент, так и через гранулы, что является свидетельством высокой адгезии компонентов. Внутренность гранул пустая, без следов попадания вовнутрь гашеной извести.

Рисунок 15. Поверхность цементного камня при содержании Термогласса 10% (а) и 30%(б) Лабораторные эксперименты по созданию ТТМ с Термоглассом доказали успешность выбранного направления. На основе результатов можно сделать следующие выводы:

Ввод гашеной извести в тампонажный раствор способствует нагреву теста до 40°С, обеспечивая необходимую теплоту для протекания процессов гидратации;

Прочность цементного камня с Термоглассом увеличивается во времени и превышает начальные значения в 4-10 раз;

^ Коэффициент расширения цементного камня 4-5% достигается при содержании гашеной извести до 12%. Увеличение содержания гашеной извести до 14% также сопровождается расширением, однако снижается прочность цементного камня на изгиб и сжатие;

ТТМ с Термоглассом относится к облегченным цементам, средняя плотность в зависимости от содержания пеностекла 1350-1550 кг/м3;

Цементный камень обладает низкой теплопроводностью 0,16-0,28 Вт/м°С, которая удовлетворяет требованиям теплоизоляции скважин в криолитозоне;

Понизитель фильтрации ОЭЦ связывает воду, не участвующую в химических процессах гидратации, позволяя сохранить растекаемость цементного теста при ВЦО 0,6-0,7 и обеспечивает фильтрацию 36-49 мл/30 мин.

В главе 5 приведены требования к компонентам тампонажного материала при приемке на месторождении, технологическая схема применения ТТМ с Термоглассом и даны практические рекомендации по управлению его свойствами.

Определен порядок приготовления цементного теста с Термоглассом, который предусматривает основные этапы:

1. Загрузка бункеров смесительных установок: сухие компоненты, дозировано, в соответствии с пропорциями утвержденной рецептуры тампонажной композиции, затариваются в бункер установки. Когда установка загружена, производится перетаривание её содержимого в бункер другой смесительной установки. Равномерное распределение сухих компонентов достигается двух-трех кратным повторением этой операции.

2. Приготовление воды затворения с вводом пластификаторов, ускорителей/замедлителей схватывания, понизителей фильтрации и других химреагентов.

3. Затворение облегченного тампонажного раствора и наработка в резервуаре осреднительной емкости с рециркуляцией до получения равномерной консистентной смеси с колебанием плотности не более 0,01-0,02 г/см3.

4. Готовый тампонажный цемент из осреднительной установки подается цементировочными агрегатами через блок манифольда в скважину.

Приготовление тампонажного материала с Термоглассом предусматривает технологию цементирования с применением осреднительных и рециркуляционных установок. В качестве современного оборудования в работе рекомендован отечественный полнокомплектный цементировочный комплекс с системой контроля и управления цементирования скважин «Шаман», состоящий из установки насосной УНБС2-600х70 и мобильных складов цемента МСЦ-40 и МСЦ-25.

Основные выводы

1. Разработана математическая модель для исследования теплового поля скважины, позволяющая определить температуру в любой точке каждого слоя многосоставной цементной крепи и температуру приствольной зоны в пределах радиуса теплового влияния, которая может использоваться при проектировании конструкций скважин в криолитозоне;

2. Предложена методика расчета теплового взаимодействия кустовых скважин в криолитозоне в зависимости от расстояния между ними, на основе которой обоснован безопасный период строительства интервалов, составляющий 1 месяц для термонезащищенных скважин;

3. На основе результатов расчетов расстояние между устьями скважин рекомендовано не менее 16 м для месторождений п-ва Ямал и Северной зоны распространения ММП на Северо-востоке России;

4. Установлено, что при увеличении сроков строительства интервалов более месяца естественная температура массива мерзлых пород увеличивается минимум на 1°С;

5. Разработан облегченный ТТМ с гранулированным пеностеклом Термогласс, обладающий пониженными фильтрационными характеристиками, требуемой растекаемостью и равномерным распределением компонентов по объему; получаемый на его основе цементный камень обладает эффектом расширения, имеет низкую теплопроводность, набирает прочность во времени;

6. Доказана осуществимость пассивной тепловой защиты скважин в криолитозоне с применением ТТМ с коэффициентом теплопроводности 0,16-0,28 Вт/м °С и увеличением толщины внешнего цементного кольца до 0726 мм и более;

7. Экспериментально установлено, что независимо от содержания извести максимальное увеличение температуры всегда идет через постоянный промежуток времени;

8. Расширена область применения ПЦТ-1-50 для условий крепления скважин в криолитозоне благодаря вводу гашеной извести;

9. Предложена технология крепления и даны практические рекомендации по применению ТТМ с Термогласс при строительстве скважин в криолитозоне.

Основное содержание диссертации опубликовано в работах:

a) в периодических изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Рогов, В.В. Оценка эффективности термоизоляции скважин в многолетнемерзлых породах тампонажными материалами различной теплопроводности [Текст] / В. В. Рогов, И. Ф. Чупров // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». — М.: ВНИИОЭНГ, 2010 г., - №10. - с. 36-38.

2. Рогов, В.В. Экспериментальные исследования показателей свойств тампонажных материалов на базе гранулированного пеностекла Термогласс [Текст] / В. В. Рогов, И. Ф. Чупров, А. С. Фомин // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». -М.: ВНИИОЭНГ, 2011 г., -№02.-с. 31-33.

3. Рогов, В.В. Теплотехнический расчет четырехколонной конструкции скважины [Текст] / В. В. Рогов // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: ВНИИОЭНГ, 2011 г., - №10. - с. 23-25.

4. Рогов, В.В. Тепловое взаимодействие скважин в криолитозоне [Текст] / В. В. Рогов, И. Ф. Чупров // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: ВНИИОЭНГ, 2013 г., - №07. - с. 4-7.

b) в других изданиях:

5. Рогов, В.В. Поле температуры и прочностные характеристики в составной крепи скважины [Текст] / В. В. Рогов // Материалы IX международной молодежной научной конференции «Севергеэкотех-2008» (19-21 марта 2008 г., Ухта) : в 3 ч.; ч. 1. - Ухта : УГТУ, 2008. - с. 277-280.

6. Рогов, В.В. Расчет теплового поля в многосоставной крепи скважины [Текст] / В. В. Рогов // Материалы XII международной молодежной научной конференции «Севергеэкотех-2011» (16-18 марта 2011 г., Ухта) : в 5 ч.; ч. 2. -Ухта : УГТУ, 2011. - с. 49-54.

7. Рогов, В.В. Принципы размещения скважин в криолитозоне [Текст] / В. В. Рогов, И. Ф. Чупров // Сб. науч. тр. [Текст] : материалы научно-технической конференции (16-19 апреля 2013 г.) : в 3 ч.; ч. 1 / под ред. Н. Д. Цхадая. -Ухта : УГТУ, 2013.-е. 207-211.

Отпечатано в типографии Ухтинского государственного технического университета Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13. Подписано в печать 08.11.2013 г. Усл. .п. л. 1,2. Тираж 100 экз. Заявка № 4190.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Рогов, Валерий Валерьевич, Ухта

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Ухтинский государственный технический университет

На правах рукописи

04201452447

Рогов Валерий Валерьевич

Теплообменные процессы в криолитозоне и их использование при оптимизации технологии крепления скважин

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -доктор технических наук, Чупров Илья Федорович

Ухта-2013

Диссертация выполнена на кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета.

Научный руководитель: Чупров Илья Федорович

- доктор технических наук

Официальные оппоненты: Быков Игорь Юрьевич

- доктор технических наук, профессор кафедры МОН и ГП Ухтинского государственного технического университета, профессор

Деминская Наталия Григорьевна - кандидат технических наук, ведущий инженер отдела проектирования строительства и реконструкции скважин филиала ООО «ЛУКОЙЛ^ Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть» в г. Ухте

Ведущая организация: ФГАОУ ВПО «Северный (Арктический)

федеральный университет имени М. В. Ломоносова»

Защита состоится 12 декабря 2013 года в 10 часов на заседании Диссертационного совета Д.212.291.01 при Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300 г. Ухта Республики Коми, ул. Первомайская, 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета. Автореферат разослан 11 ноября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.291.01,

кандидат технических наук, профессор Н. М. Уляшева

Оглавление

Введение.......................................................................................................................6

1. Этапы развития, современное состояние и перспективы строительства скважин в криолитозоне...........................................................................................................10

1.1 Первый этап строительства скважин на Крайнем Севере..............................10

1.2 Второй этап строительства скважин в криолитозоне.....................................12

1.3 Третий этап строительства скважин на Крайнем Севере...............................13

1.4 Развитие технологии бурения ММП с продувкой воздухом..........................17

1.5 Современные и перспективные направления развития технологии бурения скважин в криолитозоне.........................................................................................29

1.5.1 Бурение обсадными трубами в мерзлых породах.....................................31

1.5.2 Конструкция скважины..............................................................................32

1.5.3 Охлаждение бурового раствора.................................................................34

1.5.4 Буровая установка для условий Крайнего Севера....................................36

1.5.5 Требования к установкам для бурения обсадными трубами....................37

1.5.6 Подбор алмазного башмака для бурения обсадными трубами................38

1.6 Теоретические исследования по нестационарному теплообмену между скважиной и массивом горных пород...................................................................43

1.7 Тенденции развития технологии крепления скважин.....................................47

1.7.1 Тампонажные материалы, их свойства и рецептура.................................47

1.7.2 Тепловая защита приустьевой зоны скважин в криолитозоне.................49

1.7.3 Оценка качества цементирования обсадных колонн................................49

1.8 Патентная экспертиза.......................................................................................51

1.8.1 Определение пород и их свойств в интервалах криолитозоны................51

1.8.2 Выявление газогидратных залежей...........................................................53

1.8.3 Повышение точности построения глубинных разрезов...........................55

1.8.4 Буровые растворы для бурения многолетнемерзлых пород.....................55

1.8.5 Тампонажные материалы для крепления скважин в криолитозоне.........56

1.8.6 Контроль состояния крепи скважин в ММП.............................................57

1.8.7 Конструкция скважин в ММП...................................................................58

1.8.8 Эксплуатация скважин в криолитозоне.....................................................60

Выводы....................................................................................................................61

2. Поле температуры вокруг скважин в криолитозоне............................................64

2.1 Поле температуры вокруг одиночной скважины............................................67

2.2 Расчет теплового поля вокруг одиночной скважины.....................................76

2.2.1 Расчет теплового поля нетеплоизолированных скважин.........................76

2.2.2 Расчет поля температуры прискважинной зоны с применением тепловой защиты устьев скважин.......................................................................................78

Выводы....................................................................................................................84

3. Тепловое взаимодействие скважин в криолитозоне............................................85

3.1 Поле температуры между скважинами в мерзлых породах со слабым температурным режимом.......................................................................................91

3.2 Поле температуры между скважинами в криолитозоне с установившимся температурным режимом.......................................................................................92

3.3 Поле температуры между скважинами в криолитозоне со стабильным

температурным режимом.......................................................................................95

Выводы....................................................................................................................98

4. Экспериментальные исследования по разработке расширяющегося теплоизоляционного тампонажного материала с гранулированным пеностеклом Термогласс...............................................................................................................100

4.1 Краткая теория твердения портландцементов..............................................100

4.2 Предпосылки для создания тампонажного материала с гранулированным пеностеклом Термогласс...................................................................................... 102

4.3 Подбор состава ТТМ с гранулированным пеностеклом Термогласс. Определение основных характеристик...............................................................106

4.4 Разработка состава расширяющегося ТТМ с начальной теплотой гидратации на базе гранулированного пеностекла Термогласс............................................. 110

4.5 Разработка составов РТТМ на базе Термогласс с пониженными фильтрационными характеристиками................................................................. 115

Выводы..................................................................................................................118

5. Технология приготовления и применения РТТМ с гранулированным пеностеклом Термогласс.........................................................................................120

5.1 Условия применения РТТМ с Термогласс....................................................120

5.2 Требования к компонентам РТТМ с Термогласс..........................................120

5.3 Цементировочная техника для применения РТТМ с Термогласс................121

5.4 Технологическая схема цементирования для применением РТТМ с Термогласс............................................................................................................123

5.5 Подготовка компонентов и порядок приготовления РТТМ с Термогласс ..124 Выводы..................................................................................................................126

Основные выводы и рекомендации........................................................................ 127

Библиографический список.....................................................................................129

Введение

Актуальность работы. Опыт строительства скважин в криолитозоне показывает, что при бурении и эксплуатации в интервале мерзлых пород появляются проблемы с протаиванием приустьевой зоны в результате теплового прогрева от бурового раствора или добываемого пластового флюида. В свою очередь растепление массива мерзлоты и его обратное промерзание при отсутствии теплового воздействия приводят к осложнениям, связанным с потерей устойчивости устьев скважин, межколонными перетоками и грифонами, смятием обсадных колонн и внутрискважинного оборудования, что в итоге оборачивается высокими материальными затратами и наносит экологический ущерб окружающей среде. Прогнозирование распределения теплового поля в околоствольном пространстве еще на этапе проектирования позволит выбрать технологии активной и пассивной тепловой защиты устьев нефтяных и газовых скважин в многолетнемерзлых породах. В последние годы в качестве пассивной тепловой защиты применяются лифтовые теплоизолированные трубы с цементированием обсадных колонн тампонажными материалами на основе низкотеплопроводных наполнителей. Тем не менее, даже при использовании существующих технологий не всегда удается обеспечить защиту приустьевых зон мерзлых пород от растепления. Поэтому направление исследований, посвященных теплообменным процессам в околоствольном пространстве и разработке теплоизолирующего тампонажного материала для крепления скважин в ММП, является актуальным.

Проблемы, связанные с технологией тепловой защиты ММП, снижением рисков растепления и увеличения надежности и безопасности, актуальны как для месторождений Крайнего Севера, разрабатываемых в настоящее время, так и в будущем.

Основная идея, которой посвящена работа, формулируется в виде следующих положений:

1) Исследования распространения теплового потока от многосоставной конструкции скважины в радиальном направлении к мерзлым породам и оценка риска их растепления;

2) Исследование теплового взаимодействия и распределения поля температуры между устьями кустовых скважин в криолитозоне;

3) Установление оптимальных параметров теплового сопротивления конструкции скважин и теплопроводности тампонажных материалов;

4) Разработка теплоизолирующего тампонажного состава для крепления скважин в многолетнемерзлых породах с целью предупреждения растепления околоствольного пространства.

Целью работы является изучение теплообменных процессов в околоствольном пространстве скважин в криолитозоне и их использование при оптимизации технологии крепления.

Основные идеи работы и актуальность изучаемых проблем позволяют определить следующие задачи исследования:

1) Обзор теоретических работ по теплообменным процессам в скважинной крепи и массиве горных пород и существующих технологий крепления скважин в криолитозоне;

2) Исследование распределения температуры в многосоставной крепи с целью определения теплового воздействия одиночной скважины на массив мерзлых пород;

3) Оценка устойчивости устьев кустовых скважин при их тепловом взаимодействии;

4) Разработка тампонажного материала с гранулированным пеностеклом Термогласс.

Научная новизна работы

1) Разработана математическая модель для определения теплового поля многосоставной крепи, которая позволяет найти температуру каждого слоя и

температуру приствольной зоны в пределах радиуса теплового влияния скважины;

2) Теоретически обоснована устойчивость кустовых скважин от расстояния и интенсивности теплового взаимодействия между ними в криолитозоне, определен безопасный период строительства интервалов термонезащищенных скважин, который для месторождений п-ова Ямал и Северной зоны распространения ММП на северо-востоке России составляет 1 месяц.

Практическая значимость работы

1) Математические модели для определения температурного поля одиночной скважины и куста скважин позволяют экспресс-методом оценить риск растепления мерзлых пород прискважинной зоны;

2) Разработан тампонажный материал низкой теплопроводности с гранулированным пеностеклом Термогласс для крепления скважин в криолитозоне;

3) Разработанный состав тампонажного материала позволяет получить устойчивую теплоизоляционную крепь, предупреждающую растепление мерзлых пород;

4) Обосновано расстояние передвижки буровой установки при строительстве скважин на таких месторождениях как Русское, Бованенковское, Требса-Титова, Уренгойское и др., что подтверждается промысловым опытом.

Защищаемые положения

1) Математическая модель, позволяющая оценить устойчивость устья скважин в зависимости от теплопроводности многосоставной крепи;

2) Методика расчета теплового взаимодействия кустовых скважин в криолитозоне;

3) Состав тампонажного материала с гранулированным пеностеклом Термогласс для крепления скважин в криолитозоне.

Основные результаты работы доложены и обсуждены на Международных молодежных научных конференциях «Севергеоэкотех», г. Ухта (2008, 2011, 2013

гг.), Научно-технической конференции преподавателей и сотрудников УГТУ, г. Ухта, 2013 г.

Публикации. Результаты исследований опубликованы в 7 печатных работах, включая 4 работы в изданиях, вошедших в Перечень ВАК.

Благодарности. Автор выражает благодарность, в первую очередь, своему научному руководителю - доктору технических наук, профессору Илье Федоровичу Чупрову за оказание помощи и постоянный контроль на всех этапах выполнения научно-исследовательской работы.

Автор признателен коллективу кафедры бурения Ухтинского государственного технического университета и лично заведующему кафедрой к.т.н., профессору Надежде Михайловне Уляшевой, доценту Александру Семеновичу Фомину, к.т.н., доценту Юрию Леонидовичу Логачеву за консультации и ценные советы.

Автор признателен ректору Ухтинского государственного технического университета, профессору, доктору технических наук Николаю Денисовичу Цхадая за создание оптимальных условий для подготовки работы.

1. Этапы развития, современное состояние и перспективы строительства скважин в криолитозоне

Здесь рассмотрен опыт сооружения скважин в многолетнемерзлых породах (ММП), теоретические исследования взаимодействия крепи и массива криолитозоны, а также приведены патентные разработки отечественных и зарубежных исследователей, направленные на совершенствование технологии бурения, крепления и освоения скважин.

Опыт строительства скважин в криолитозоне (синоним ММП) в нашей стране насчитывает несколько этапов. На каждом этапе вносились изменения в конструкцию скважин и технологию бурения.

7.1 Первый этап строительства скважин на Крайнем Севере

Первым этапом поисковых работ на Крайнем Севере страны считается период 30-50-х гг. 20-го столетия [17]. На этом этапе ведется бурение в приарктической зоне Красноярского края. Строительство скважин этого периода не отличается высокими темпами, глубины забоев не превышали 1700-2000 м, а мощность разреза ММП достигала около 500 м и более с температурой на границе годовых колебаний до минус 10-12°С. Верхние слои (50-60 м) представлены высокольдистыми рыхлыми песчано-глинистыми четвертичными, реже третичными, породами. Нижняя же часть разреза сложена низкольдистыми относительно устойчивыми к температурному воздействию породами. Ввиду отсутствия технологии, методик и оборудования более точного изучения геокриологических характеристик разреза не предоставлялось возможным.

Технология бурения первого этапа строительства скважин в ММП на севере нашей страны оставалась традиционной. Промывка скважины велась на глинистом растворе с температурой циркуляции 15-20°С, а цементирование обсадных колонн - водоцементной суспензией с ВЦО (водоцементное отношение) 1:2. Строительство скважин осложнялось активным протаиванием

стенок, аварийной кавернозностью ствола, проблемами со спуском и недоходом обсадных колонн, что в совокупности увеличивало сроки строительства и снижало их эксплуатационную надежность. Проблем, с которыми сталкивались буровики на первом этапе строительства скважин в ММП, было множество. Обусловлены они двумя основными процессами, происходящими в криолитозоне при температурном воздействии, - это протаивание и обратное промерзание толщи верхних неустойчивых отложений. Протаивание приустьевой зоны, потеря контакта обсадной колонны с массивом пород, просадки верхних элементов конструкции скважины, разрывы колонн, потеря герметичности сооружений; при обратном промерзании массив ММП сминал обсадные трубы, вызывая грифонопроявления, межколонные перетоки, которые, прорываясь на поверхность, отмечались фонтанами и пожарами. Эрозионные процессы в верхних слоях почвы от буровых стоков приводили к размыву поверхностного слоя ММП, потере центровки буровых установок, деформации оснований, разрушению линий коммуникаций - это лишь немногое из того, с чем сталкивались пионеры первого этапа строительства скважин на Крайнем Севере.

Однако уже на первом этапе производились попытки совершенствования технологии крепления скважин в зоне ММП. Большой вклад в развитие технологии того времени внесли А. В. Марамзин и А. Я. Липовецкий [41-43]. Предпринимались меры по теплоизоляции устьевой зоны посредством установки специальных шахтовых направлений на глубину до 15м (рисунок 1.1), промывкой скважин минерализованными составами с низкой температурой замерзания, а для крепления скважин применялись тампонажные системы с большими концентрациями хлористого кальция и поваренной соли.

Рисунок 1.1- Шахтовое направление 1 - обсадная колонна, 2 - тампонажный материал; 3 - деревянный сруб

К сожалению, принятые меры не дали ожидаемого результата, процесс установки шахтового направления занимал много времени, а само обустройство устья было громоздким и трудоемким. Шахтовое направление не обеспечивало термоизоляции устья скважины. Применение в качестве промывочной жидкости мин