Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Осложнения и Аварии при Бурении Нефтяных и Газовых Скважин

	Глава         ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ 6             В МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ (ММП)
	6.1. РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ И ХАРАКТЕРИСТИКА ММП
	Многолетняя мерзлота распространена в Рос­сии на территории Иркутской, Магаданской, Читинской, Ом­ской, Новосибирской, Тюменской, Томской, Свердловской областей, Хабаровского и Красноярского краев, Коми, Яку­тии и Бурятии. Она занимает площадь 10 млн. км2, т.е. более 50 % всей территории страны. Значительная территория Аляски (США) и часть террито­рии Канады также характеризуются наличием ММП. До недавнего времени считалось, что максимальная глуби­на распространения ММП составляет 600 — 700 м. Однако бу­рение и исследования Мархинской скважины в северо­западной части Якутии позволили установить распростране­ние ММП до глубины 1400 м с температурой в интервале 250-1400 м до минус 3 °С. В районах распространения ММП находятся богатые за­лежи углеводородов — нефти и газа. Крупнейшие из них: газовые месторождения Медвежье и Уренгой на территории Таймырского полуострова (Россия) и нефтяное месторожде­ние Прадхо-Бей на территории Аляски (США). Многие месторождения в настоящее время успешно экс­плуатируются в России: Возейское, Медвежье, Уренгойское, Русское, Холмогорское, Варьеганское и др.; в США: Барроу, Симпсон, Топагорук, Коалак, Мид, Фишкрик, Сумалик, Прадхо-Бей, Сквеар-Лейк, Кенай и др. Как в России, так и на Аляске и на территории Канады отмечают три категории распространения ММП: сплошное, прерывистое, островное. В настоящее время геолого-геотермические условия залега­ния ММП изучены недостаточно. Отсутствуют конкретные рекомендации по оценке такой важнейшей из характеристик как льдистость, мало данных о теплофизических свойствах 348

	мерзлых пород. Поэтому приведем по некоторым месторож­дениям лишь краткую литолого-стратиграфическую характе­ристику разреза ММП, общие сведения о строении и естест­венной температуре мерзлотной толщи. Рекомендации по оценке льдистости и показатель теплофизических свойств мерзлых пород приведены в обобщенном виде. Возейское нефтяное месторождение расположено за по­лярным крутом, где мерзлота развита повсеместно. Мощ­ность мерзлотной толщи оценивается в 100 —400 м и пред­ставлена отложениями третичного и четвертичного возраста. Мерзлота относится к эпигенетическому типу. Третичные образования представлены плотными глинистыми алевроли­тами, глинами, суглинками, в верхней части — песками. Чет­вертичные — осадками озерно-аллювиального, ледниково-морского происхождения, по преимуществу песчано-гравийного состава с прослоями глин, суглинков и валунов. В южной части месторождения мерзлота — реликтовая. Естест­венная температура пород ниже минус 1 °С. На Медвежьем и Уренгойском газовых месторождениях промерзанием охвачены супесчано-глинистые и песчано-глинистые отложения четвертичного и палеогенового возрас­та. На Медвежьем месторождении глубина нижней границы ММП изменяется от 250 до 400 м, на Уренгойском — от 282 до 537 м. Температура мерзлых пород минус 2 — минус 3 °С. На Русском нефтяном месторождении слой ММП является монолитным на водораздельных участках и имеет островной характер на поймах рек. Промерзанием охвачены песчано-глинистые отложения палеоцена, эоцена, четвертичные. Мак­симальная мощность ММП 350 — 500 м, температура на глуби­не слоя годовых колебаний минус 3 °С. На Холмогорском нефтяном месторождении промерзани­ем охвачены следующие литолого-стратиграфические разно­сти: водонасыщенные песчаные и глинистые пласты олигоце-новых и эоценовых отложений на глубинах до 500 м. ММП имеют реликтовое происхождение и характеризуются двух­слойным строением. Верхний слой — от поверхности до глу­бины 30 — 50 м — мерзлые породы, затем — вплоть до глу­бины 100—150м — залегают талые породы. Подошва второ­го мерзлотного слоя отмечается на глубине около 500 м. Тем­пература мерзлых пород, по-видимому, близка к 0 °С. В разрезе Варьеганского нефтяного месторождения ММП представлены реликтовой частью на глубинах от 100 до 350 м. Промерзанием охвачены отложения четвертичного и эоцен-олигоценового возраста, представляющие собой неравномер- 349

	ное чередование песчаных и глинистых пород с различными включениями. Естественная температура мерзлых пород ко­леблется от 0 до минус 2,5 °С. Толща ММП месторождения Прадхо-Бей (США) составле­на из небольших по мощности современных отложений с включениями сплошного льда, хорошо отсортированным гра­вием с пропластками илистого песка (до глубины примерно 170 м), глинистым илом (до глубины 190 м), илистым песком (до глубины 250 м), илистой глиной (до глубины 290 м), пере­слаивающимися илистыми песками с илистыми глинами (до глубины 350 м) и песками, перемежающимися с небольшими прослоями глины (до глубины 600 м). Температура мерзлоты достигает минус 8 °С. Нефтегазовая залежь связана с отложе­ниями пермо-триаса на глубине 2430 — 2600 м. В мерзлых породах различают три вида криогенной текс­туры: массивную (рис. 6.1, а), в которой кристаллы льда за­полняют поровое пространство, слоистую (рис. 6.1, б), когда лед в виде ориентированных в одном направлении линз и прослоек участвует в формировании мерзлой породы, и сет­чатую (рис. 6.1, , ), когда линзы и жилы льда ориентированы беспорядочно. В составе мерзлой породы может находиться незамерза­ющая поровая вода с различной степенью минерализации. Количество этой воды зависит от температуры и веществен­ного состава. Считают, что тонкодисперсные мерзлые глины могут содержать незамерзшую воду даже при температуре минус 100 °С. Одной из основных характеристик ММП, от которой за­висит степень осложненности условий при сооружении сква­жин, является их льдистость.
	Рис. 6.1. Текстура многолетнемерзлых пород: а - массивная; б - слоистая; а - сетчатая; 1 - минеральный материал поро­ды; 2 - лед 350

	В связи с недостаточной изученностью кернового материа­ла конкретной информации о льдистости ММП по различ­ным месторождениям очень мало. Тем не менее для различ­ных оценок степени осложненности ствола скважины под тепловым воздействием промывочного агента необходимо располагать хотя бы общими сведениями о льдистости ММП. Известно, что для Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции объемная льдистость ММП в интервале залегания О —50 м составляет в среднем 40 — 45%. В Тюменской области льдистость ММП в интервале 0 —30 м составляет 40 —60 %. Льдистость суглинков и супесей изменяется в пределах от 30 до 60 %, а песков - от 10 до 30 %. С глубиной льдистость, как правило, уменьшается. Льдис­тость сингенетических отложений обычно выше, чем эпиге­нетических. Льдистость в верхней части разреза ММП, проходимого скважинами в Тюменской области, часто превосходит 50 %; наибольшая объемная льдистость (более 60 %) соответствует глубине 30 — 50 м. Газовые месторождения Тюменского Заполярья по своему литологическому разрезу отличаются наличием мощных толщ ММП. Многолетняя мерзлота распространяется на олигоце-новые и эоценовые отложения, а в крайней северной части месторождения Медвежье — и на верхнюю часть палеоцена. В составе мерзлой толщи преобладает лед, мощность которо­го достигает половины мощности ММП.
	6.2. ОСЛОЖНЕНИЯ, СВЯЗАННЫЕ С ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ММП При бурении в интервалах распространения ММП в результате совместного физико-химического воздей­ствия и эрозии на стенки скважины сцементированные льдом песчано-глинистые отложения разрушаются и легко размы­ваются потоком бурового раствора. Это приводит к интен­сивному кавернообразованию и связанным с ним обвалам и осыпям горных пород. Наиболее интенсивно разрушаются породы с низким по­казателем льдистости и слабоуплотненные породы. Теплоем­кость таких пород невысокая, и поэтому их разрушение 351

	происходит существенно быстрее, чем пород с высокой льдистостью. Среди мерзлых пород встречаются пропластки талых по­род, многие из которых склонны к поглощениям бурового раствора при давлениях, незначительно превышающих гидро­статическое давление столба воды в скважине. Поглощения в такие пласты бывают весьма интенсивные и требуют специ­альных мероприятий для их предупреждения или ликвидации. В разрезах ММП обычно наиболее неустойчивы породы четвертичного возраста в интервале 0 — 200 м. При традици­онной технологии бурения фактический объем ствола в них может превосходить номинальный в 3 — 4 раза. В результате сильного кавернообразования, которое сопровождается появ­лением уступов, сползанием шлама и обвалами пород, кон­дукторы во многих скважинах не были спущены до проект­ной глубины. В результате разрушения ММП в ряде случаев наблюдалось проседание кондуктора и направления, а иногда вокруг устья скважины образовывались целые кратеры, не позволяющие вести буровые работы. В интервале распространения ММП трудно обеспечить цементирование и крепление ствола вследствие создания за­стойных зон бурового раствора в больших кавернах, откуда его невозможно вытеснить тампонажным раствором. Цемен­тирование зачастую одностороннее, а цементное кольцо не­сплошное. Это порождает благоприятные условия для меж-пластовых перетоков и образования грифонов, для смятия колонн при обратном промерзании пород в случае длитель­ных "прослоев" скважины. Процессы разрушения ММП достаточно сложные и мало изученные. Циркулирующий в скважине буровой раствор термо- и гидродинамически взаимодействует как с горной породой, так и со льдом, причем это взаимодействие может существенно усиливаться физико-химическими процессами (например, растворением), которые не прекращаются даже при отрицательных температурах. В настоящее время можно считать доказанным наличие осмотических процессов в системе порода (лед) — корка на стенке скважины — промывочная жидкость в стволе сква­жины. Эти процессы самопроизвольные и направлены в сто­рону, противоположную градиенту потенциала (температуры, давления, концентрации), т.е. стремятся к выравниванию концентраций, температур, давлений. Роль полупроницаемой перегородки может выполнять как фильтрационная корка, 352

	так и прискважинный тонкий слой самой породы. А в соста­ве мерзлой породы кроме льда как цементирующего ее ве­щества может находиться незамерзающая поровая вода с различной степенью минерализации. Количество незамерза­ющей воды в ММП зависит от температуры, вещественного состава, солености и может быть оценено по эмпирической формуле w = аТ~ь, где w — содержание незамерзающей воды, % от массы об­разца породы; а, Ъ — эмпирические коэффициенты, завися­щие от состава породы: lna = 0,2618 + 0,55191nS; ln(-b) = 0,3711 + 0.264S; S — удельная поверхность породы, м2/г; Т — температура породы, °С. Из-за наличия в открытом стволе скважины промывочно­го бурового раствора, а в ММП — поровой жидкости с оп­ределенной степенью минерализации наступает процесс са­мопроизвольного выравнивания концентраций под действием осмотического давления. В результате этого может происхо­дить разрушение мерзлой породы. Если буровой раствор бу­дет иметь повышенную по сравнению с поровой водой кон­центрацию какой-нибудь растворенной соли, то на границе лед — жидкость начнутся фазовые превращения, связанные с понижением температуры плавления льда, т.е. начнется про­цесс его разрушения. А так как устойчивость стенки скважи­ны зависит в основном ото льда, как цементирующего поро­ду вещества, то в этих условиях устойчивость ММП, слагаю­щих стенку скважины, будет потеряна, что может явиться причиной осыпей, обвалов, образования каверн и шламовых пробок, посадок и затяжек при спускоподъемных операциях, остановок спускаемых в скважину обсадных колонн, погло­щений буровых промывочных и тампонажных растворов. Если степени минерализации бурового раствора и поровой воды ММП одинаковы, то система скважина — порода будет находиться в изотоническом равновесии, и разрушение ММП под физико-химическим воздействием маловероятно. С увеличением степени минерализации промывочного агента возникают условия, при которых поровая вода с меньшей минерализацией будет перемещаться из породы в скважину. Из-за потерь иммобилизованной воды механичес- 353

	кая прочность льда будет уменьшаться, лед может разру­шиться, что приведет к образованию каверны в стволе бурящейся скважины. Этот процесс интенсифицируется эрозионным воздействием циркулирующего промывочного агента. Разрушение льда соленой промывочной жидкостью отме­чено в работах многих исследователей. Эксперименты, про­веденные в Ленинградском горном институте, показали, что с увеличением концентрации соли в омывающей лед жидкости разрушение льда интенсифицируется. Так, при содержании в циркулирующей воде 25 и 100 кг/м3 NaCl интенсивность раз­рушения льда при температуре минус 1 °С составляла соот­ветственно 0,0163 и 0,0882 кг/ч. На процесс разрушения льда оказывает влияние также длительность воздействия соленой промывочной жидкости. Так, при воздействии на лед 3%-ным раствором NaCl потеря массы образца льда с температурой минус 1 °С составила: через 0,5 ч 0,62 г; через 1,0 ч 0,96 г; через 1,5 ч 1,96 г. По мере растепления прискважинной зоны ММП осво­бождается часть ее порового пространства, куда также может фильтроваться промывочная жидкость или ее дисперсионная среда. Этот процесс может оказаться еще одним физико-химическим фактором, способствующим разрушению ММП. Он может сопровождаться осмотическим перетоком жидкос­ти из скважин в породу, если концентрация какой-нибудь растворимой соли в жидкости ММП больше, чем в жидкос­ти, заполняющей ствол скважины. Следовательно, чтобы свести к минимуму отрицательное влияние физико-химических процессов на состояние ствола бурящейся в ММП скважины, необходимо, в первую очередь, обеспечить равновесную концентрацию на стенке скважины компонентов бурового промывочного раствора и внутрипо-ровой жидкости в ММП. К сожалению, это требование не всегда выполнимо на практике. Поэтому чаще прибегают к защите цементирующе­го ММП льда от физико-химического воздействия буровым раствором пленками вязких жидкостей, которые покрывают не только обнаженные скважиной поверхности льда, но и частично прилегающее к скважине внутрипоровое простран­ство, разрывая тем самым непосредственный контакт мине­рализованной жидкости со льдом. Как указывают А.В. Марамзин и А.А. Рязанов, при пере­ходе от промывки скважин соленой водой к промывке более вязким глинистым раствором интенсивность разрушения льда 354

	уменьшилась в 3,5 — 4 раза при одинаковой концентрации в них NaCl. Она снижалась еще больше, когда буровой рас­твор обрабатывали защитными коллоидами (КМЦ, ССБ). Подтверждена также положительная роль добавок к бурово­му раствору высококоллоидного бентонитового глинопорош-ка и гипана. Таким образом, для предупреждения кавернообразования, разрушения устьевой зоны, осыпей и обвалов при бурении скважин в ММП, буровой промывочный раствор должен от­вечать следующим основным требованиям: обладать низким показателем фильтрации; содержать количество солей, равновесное с жидкостью в ММП; обладать способностью создавать на поверхности льда в ММП плотную, непроницаемую пленку; обладать низкой эрозионной способностью; иметь низкую удельную теплоемкость; образовывать фильтрат, не создающий с жидкостью поро­ды истинных растворов; быть гидрофобным к поверхности льда.
	6.3. ОСЛОЖНЕНИЯ, СВЯЗАННЫЕ С ТЕПЛОВЫМ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ И ММП Бурящаяся скважина вступает с окружающи­ми мерзлыми породами не только в физико-химическое вза­имодействие. Чаще наиболее мощным фактором, влияющим на устойчивость стенок ствола скважины в ММП, является тепловое воздействие скважинного флюида на состояние мерзлой породы. Имеющий обычно положительную температуру буровой раствор расплавляет лед в примыкающих к скважине ММП, в результате чего связность частиц породы друг с другом на­рушается, стенка скважины теряет устойчивость и разруша­ется под действием несбалансированного горного давления и эрозии движущейся промывочной жидкостью. Практикой установлено: чем выше температура бурового промывочного раствора, тем интенсивнее процесс каверно­образования, осыпи, обвалы, поглощения при проходке ММП. Развитию этих нежелательных процессов способству­ют большая продолжительность бурения в ММП, высокая 355

	интенсивность промывки скважины и степень турбулентнос­ти восходящего потока бурового раствора. Проблемы сооружения скважин в районах распростране­ния ММП порой не прекращаются после их закрепления ко­лонной (кондуктором). При длительных остановках или при использовании охлажденных ниже О °С буровых растворов происходит обратное промерзание растепленных скважиной ММП и бурового раствора, находящегося в кавернах. В ре­зультате промерзания и связанного с ним увеличения объема промерзающего материала с водой возникает огромное, не­равномерное по периметру внешнее давление на обсадные трубы, приводящее в ряде случаев к их слому. Горные породы, слагающие разрез скважины ниже рас­пространения ММП, имеют положительную температуру, увеличивающуюся по мере углубления забоя. На глубине 3000 м температура горных пород может достигать 80—100 °С (газовое месторождение Уренгой в РФ, месторождение Прад-хо-Бей на Аляске). Естественно, что нагретый на этой глуби­не циркулирующий буровой раствор будет нагревать прист­вольную зону ММП за кондуктором и растеплять ее. Так, после закрепления ММП обсадной колонной она может под­вергаться многократному растеплению и промерзанию. Веро­ятно поэтому отмечаются как случаи повреждения кондукто­ров, так и случаи проседания их в глубь скважины. Решение проблемы осложнений, возникающих в результа­те растепления околоствольной зоны ММП, состоит, с одной стороны, в учете этого явления при выборе прочностных ха­рактеристик обсадных колонн при расчете их на смятие внешним давлением, а с другой — в предотвращении этого явления путем регулирования температуры нагнетаемого в скважину бурового раствора до значений, близких к темпе­ратуре плавления льда, скрепляющего частицы ММП. Исследователи, занимающиеся проблемами бурения сква­жин в Заполярье, единодушно отмечают, что необходимо применять в комплексе рекомендации по предупреждению кавернообразований, сущность которых сводится к следую­щему: во-первых, использовать для бурения ММП охлажден­ные до температуры плавления льда буровые растворы; во-вторых, свести к минимуму способность буровых растворов растворять лед; в-третьих, соблюдать умеренные скорости циркуляции бурового промывочного раствора в кольцевом пространстве скважины. Основные усилия исследователей были направлены на по­иск промывочных сред, наиболее благоприятных с точки 356

	зрения недопущения разрушения ММП. Используя в качестве промывочных агентов пены, воздух, эмульсии и растворы на нефтяной основе, буровики Канады добились значительных успехов в профилактике кавернообразования, осыпей и об­валов при проходке ММП. Такого рода промывочные жидкости незначительно от­фильтровывают жидкость в поры породы, нейтральны по отношению ко льду, обладают пониженной теплоемкостью. Однако даже при использовании таких систем, требующих значительного усложнения техники и технологии промывки скважин, процесс кавернообразования наблюдается при по­ложительных температурах в циркуляционном потоке, осо­бенно при разбуривании песчаников, сцементированных льдом. Поэтому, наряду с применением систем, не растворя­ющих лед, для предотвращения разрушения прискважинной зоны ММП необходимо регулировать в определенных преде­лах температуру используемого при бурении промывочного агента. Установлено, что температура циркулирующего в скважи­не промывочного агента в зоне ММП не должна превышать температуру фазового перехода (плавления) льда. Практичес­ки она должна быть не выше +0,5 °С. Пожалуй, единствен­ная возможность поддерживать на низком уровне температу­ру циркулирующего раствора — это охлаждать его в поверх­ностной системе. Задача охлаждения промывочной жидкости на дневной по­верхности при отрицательной окружающей температуре не столь сложная. Но при положительной температуре на по­верхности задача резко усложняется и требует для своего решения тщательного расчета поверхности теплообменников, холодопроизводительности системы охлаждения, других ха­рактеристик. Для того, чтобы запроектировать эффективные меры профилактики осложнений при сооружении скважин, необ­ходимо в каждом конкретном случае решить ряд задач: 1.  Выбрать тип и компонентный состав бурового промы­вочного агента в соответствии с геолого-техническими усло­виями бурения, при использовании которого было бы сведе­но к минимуму отрицательное воздействие его на ММП. 2.   Определить границы колебаний температуры в соору­жаемой скважине в зависимости от температуры промывоч­ного агента на дневной поверхности. 3.   Оценить степень деградации окружающих скважину ММП под воздействием бурового промывочного агента, в 357

	первую очередь такую характеристику, как радиус протаива-ния ММП вокруг скважины. 4.  Выбрать метод и систему регулирования температуры в скважине, позволяющую свести к минимуму растепления околоствольной зоны ММП. 5.  Выбрать прочностные характеристики крепи скважины с учетом нагрузок, обусловленных как течением растеплен­ных пород, так и их обратным промерзанием в результате восстановления отрицательной температуры в скважине.
	6.4. ТИП И КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО АГЕНТА Из всего многообразия промывочных агентов, используемых при бурении скважин, наилучшими с позиций предотвращения деградации ММП (в соответствии с общими требованиями, предъявляемыми к ним при проходке ММП) являются осушенный воздух и пена. Сжатый воздух не замерзает при бурении в мерзлых по­родах, не отфильтровывает жидкость в поры мерзлоты, об­ладает низкой удельной теплоемкостью и поэтому считается наиболее предпочтительным промывочным агентом при бу­рении в ММП. Необходимые для очистки скважины массовые расходы воздуха обычно в 15 — 25 раз, а теплоемкость в 4 раза мень­ше, чем для промывочной жидкости. Энтальпия воздуха при одной и той же начальной температуре в 60—100 раз меньше энтальпии промывочной жидкости. Это существенно умень­шает опасность осложнений, связанных с протаиванием мерз­лых пород. Воздух значительно эффективнее солевого раство­ра, который, хотя и не замерзает в скважине, легко может нарушить естественное агрегатное состояние мерзлых пород. Сжатый воздух, снижая опасность и остроту осложнений, связанных с протаиванием пород, не устраняет эти осложне­ния полностью. На выходе из компрессора он имеет повы­шенную температуру (70 — 80 °С), в результате чего отмечались случаи протаивания мерзлоты и возникали осложнения. Имеются специфические осложнения, связанные с выпаде­нием конденсата из воздуха: слипание частиц шлама, образо­вание сальников, намерзание конденсата в соединениях, уменьшение проходных сечений, прихваты и др. Результаты расчетов показывают, что даже при глубинах до 100 —200 м температура в скважине резко изменяется, и 358

	тем больше, чем сильнее начальная температура воздуха от­личается от температуры пород в большую или меньшую сторону. Причина в том, что воздух несет малый запас холо­да или теплоты и быстро приобретает с глубиной температу­ру, близкую к температуре пород. Этот процесс протекает тем быстрее, чем меньше расход воздуха и интенсивнее теп­лообмен. При малом расходе воздуха, высоких скоростях его движения температура в скважине уже на глубине 50 — 70 м становится равной температуре пород независимо от началь­ной температуры воздуха. Наиболее неблагоприятны условия бурения по мерзлым породам при высоких начальных температурах воздуха и больших его расходах. При этом по всему стволу может со­храняться положительная температура, что ведет к осложне­ниям. При малых расходах высокая температура воздуха с глубиной перестает играть отрицательную роль. Во всех случаях бурения с продувкой температура воздуха резко возрастает у забоя скважины под действием теплоты, отбираемой от породоразрушающего инструмента. При на­чальной температуре воздуха, близкой к температуре пород, ее распределение по скважине определяется теплотой, гене­рируемой на забое. Поступающий в скважину от компрессора теплый сжатый воздух при движении по скважине охлаждается, что вызыва­ет выпадение конденсата в бурильных трубах и кольцевом пространстве. Предварительно охлажденный и осушенный сжатый воздух может лишь поглощать влагу в призабойной зоне и кольцевом канале, где он контактирует с породами, содержащими влагу в жидкой или твердой фазе. При этом полностью устраняются выпадение конденсата и все связан­ные с ним осложнения. Нагревающийся при движении по скважине охлажденный воздух осушает ее. Для нормализации температуры в скважине при бурении с продувкой в мерзлых породах необходимо использовать эф­фективную систему принудительного охлаждения и осушения сжатого воздуха. Из существующих способов охлаждения сжатого воздуха наиболее простой и дешевый — теплообмен с естественным хладоносителем. На Крайнем Севере и Северо-Востоке в зимний период имеются идеальные условия для охлаждения сжатого воздуха до отрицательных температур за счет тепло­обмена с атмосферным воздухом в поверхностных теплооб­менниках. Возможно применение и других естественных хла-доносителей — многолетнемерзлых пород и льда. 359

	В практике буровых работ известен способ охлаждения сжатого воздуха с помощью поверхностного теплообменни­ка, погружаемого в шурф, пройденный в мерзлых породах, а также с помощью двухнитевого трубопровода, помещенного в скважину, пройденную в мерзлых породах и заполненную незамерзающей жидкостью. Эффективность охлаждения можно повысить, пропустив сжатый воздух по герметичной выработке в мерзлых породах, что дает возможность достичь отрицательных температур как зимой, так и летом. Однако необходимость дорогостоящих горных работ исключает ши­рокое применение этого варианта охлаждения. Использование льда в зимний период связано с трудностя­ми заготовки и доставки к месту работ, а в летний период возможно лишь за счет искусственно созданных запасов. То и другое в сложных условиях организации буровых работ нецелесообразно. Наиболее рационально охлаждение сжатого воздуха в ре­зультате теплообмена с атмосферным. На практике этот спо­соб применяется в зимнее время. Используются ресиверы, длинные трубопроводы или сваренные из труб батареи. Эти устройства громоздки, неудобны в условиях частых перево­зок и малоэффективны. Хорошие результаты дает применение компактного реб­ристо-трубчатого холодильника с большей поверхностью теплообмена со стороны холодного атмосферного воздуха в сочетании с принудительной его циркуляцией с помощью вентилятора. В летний период, когда температура даже в условиях Се­вера и Северо-Востока может достигать 25 — 30 °С, охладить сжатый воздух до отрицательных температур этим способом невозможно. Однако охлаждение выходящего из компрессо­ра горячего сжатого воздуха за счет теплообмена с атмо­сферным очень полезно. Снижение температуры сжатого воздуха от 80 (на выходе из ресивера компрессора) до 25 °С (на выходе из теплообменника) позволяет более чем втрое снизить внутреннюю энергию воздушного потока. В зимний период может эксплуатироваться лишь первая ступень ох­лаждения, достаточная для получения сжатого воздуха с от­рицательной температурой порядка минус 10 °С, а в летний период желательно сочетать ее со второй ступенью охлажде­ния. Из существующих способов искусственного охлаждения наиболее приемлемыми следует считать: охлаждение в ре­зультате изменения внутреннего баланса энергии при расши- 360

	рении воздуха с отдачей внешней работы; охлаждение за счет теплообмена с искусственным хладоносителем — хлад­агентом с помощью холодильной машины. Расширение воздуха с отдачей работы может проводиться в поршневых детандерах или турбодетандерах. Турбодетанде­ры требуют тщательной предварительной очистки и осуше­ния воздуха, нуждаются в высококвалифицированном обслу­живании и весьма дороги. Специальные турбодетандеры для охлаждения воздуха при бурении с продувкой скважин на нефть и газ разрабатыва­лись в б. Куйбышевском авиационном институте, но пока практического применения не нашли. Газожидкостные системы, используемые при бурении как промывочные агенты, делятся на аэрированные жидкости, туманы и пены. Пены — это, как правило, многофазные дисперсные системы, где дисперсионной средой служит жид­кость, а дисперсной фазой — газ, который составляет до 99 % объема системы. Пузырьки газа разделены тонкими пленка­ми воды. В аэрированных жидкостях концентрация газа значительно ниже, его пузырьки, имеющие сферическую форму, не контактируют между собой. Степень аэрации жидкости х определяется отношением расходов газа Vo и жидкости V при атмосферном давлении, т.е. х = Vo/V. При х < 60 дисперсная система — аэрированная жидкость, при х = бО+ЗОО - пена. Существенные технологические преимущества систем жидкость — газ обусловливаются следующим. Присутствие газовой фазы способствует снижению в широком диапазоне гидростатического давления столба промывочного агента, обеспечивает лучшие условия удаления из скважины шлама и т.д. Жидкая фаза, содержащая поверхностно-активные веще­ства (ПАВ), химические реагенты (КМЦ, гипан и др.), глино-порошок, смазывающие, ингибирующие, противоморозные и прочие добавки, позволяющие управлять технологическими свойствами пен, определяет их большую эффективность в осложненных условиях, чем многих других промывочных агентов. Газожидкостные системы широко применяются при буре­нии скважин на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые во многих странах мира в самых разнообразных геолого-технических условиях. В настоящее время быстро распространяется применение пен, в результате чего резко сокращается число осложнений, особенно прихватов бурово­го инструмента при бурении скважин. Отмечается снижение 361

	затрат энергии, расхода дизельного топлива до 30 % по срав­нению с продувкой скважин сжатым воздухом, а также почти вдвое меньшие эксплуатационные расходы при буре­нии многолетнемерзлых пород. Пены обладают высокой не­сущей и выносной способностью при малой скорости восхо­дящего потока в затрубном пространстве — почти в 10 раз меньшей, чем при бурении скважин с продувкой сжатым воздухом. Успех проходки зон поглощений с пеной определяется кольматирующим эффектом, в десятки раз меньшим по сравнению с водой давлением столба пены на пласт. При ис­пользовании пен для проходки поглощающих пород расход глины сокращается в 5 — 6 раз, многократно снижается и расход воды, что имеет важное значение для районов Край­него Севера, особенно в зимних условиях. Гидрофобность сухих пен позволяет использовать их для бурения в глинис­тых породах, способных к обрушению при взаимодействии с водой. Применение пен обеспечивает минимальное загрязне­ние окружающей среды. Фирма "Фарвард ресурс" в 1982 —1983 гг. проводила буре­ние на северо-западе Канады в зонах водопритоков и погло­щений с очисткой забоя воздухом, аэрированной жидкостью, туманом и пеной. Скважины глубиной до 1000 м с пеной проходились за 16сут против 35 — 65 сут с применением дру­гих промывочных агентов, т.е. в 2,2 — 4,1 раза быстрее. Ис­пользование пен обеспечило получение керна в полном объ­еме, привело к сокращению транспортных расходов вследст­вие меньшего объема потребления воды, глинопорошка и химических реагентов, способствовало улучшению условий проведения работ с точки зрения экологов. В последние годы в отечественной и зарубежной практике бурения скважин на нефть и газ для получения пен все чаще используется азот. Газ инертен, не горюч, содержание его в атмосфере 78 %. На буровые азот доставляют в сжиженном виде в специальных контейнерах. При его вводе в промывоч­ную жидкость образуется пена. Содержание азота в промы­вочных жидкостях изменяют от 50 до 95 % в зависимости от решаемой технологической задачи. Для придания стабильнос­ти в состав пен вводят ПАВ. При вводе азота до 65 % промы­вочная жидкость имеет низкую вязкость, при 85 % и более пена с трудом закачивается в скважину насосом, при увели­чении содержания азота выше 96 % образуется туман. Такие системы позволяют успешно проходить зоны поглощений в трещиноватых и пористых породах, предотвращают обру- 362

	шение пород и сокращают время на вызов притока из про­дуктивных пластов. Отечественный и зарубежный опыт позволяет определить область эффективного применения газожидкостных (дисперс­ных) систем. Так, аэрированные промывочные жидкости и пены используются в основном при вскрытии зон с низким пластовым давлением, представленных проницаемыми тре­щиноватыми и кавернозными устойчивыми породами. Наи­более рационально применять пены в районах распростране­ния многолетнемерзлых пород, безводных и с трудным водо­снабжением, в условиях развития карстовых зон. При бурении по мерзлым породам особенно важно уста­новить максимально допустимую температуру пены. Опреде­лить ее можно по формуле Б.Б. Кудряшова: t____Ь-
	где Ти — температура пород; Bi = oR0An; Fo = аих/ Щ; ки, аи — тепло- и температуропроводность пород; т — время; Ro — радиус скважины. Поскольку опытные значения коэффициента теплоотдачи пен отсутствуют, определим а, пользуясь правилом аддитив­ности, т.е. о. = a.lml + a.2m2, где а1, а2 — коэффициенты теплоотдачи соответственно жидкости и сжатого воздуха; которые рассчитываются по известным формулам; Л11г т2 — относительное содержание в пене составляющих компонентов (жидкости и газа), доля ед. Зная температуру пены на входе в скважину и изменяя скорость ее движения в затрубном пространстве, можно под­держивать такую температуру пены, при которой не про­изойдет растепление стенок скважины. Учитывая, что бурение с пеной в настоящее время осуще­ствляется по системе незамкнутой циркуляции, ее начальную температуру в смесителе iH можно определить по правилу Рихмана: t cGt^cpG0t2 Н cG + cpG0 ' где с, ср — удельная массовая теплоемкость соответственно жидкости и газа, Дж/(кг-°С); G, Go — массовый расход соот- 363

	ветственно жидкости и газа, кг/с; tu t2 — температура соот­ветственно жидкости и газа, °С. Начальная температура пены в значительной мере зависит от температуры жидкости. Температура воды в районах Крайнего Севера и Северо-Востока в летний период не пре­вышает 6— 10 °С. В этих условиях при температуре сжатого воздуха 30 °С, как показали расчеты, температура пены при входе в скважину не превышает 8— 15 °С (табл. 6.1). Из-за малых массовых расходов и особых теплофизичес-ких свойств пена несет малый запас энтальпии. Поэтому при бурении по многолетнемерзлым породам ее температура, на­чиная с небольшой глубины скважины, приобретает темпера­туру окружающих пород. Охлаждение пены будет происхо­дить тем быстрее, чем ниже ее начальная температура. Таким образом, пена не требует специального предварительного ох­лаждения в отличие от всех других промывочных агентов, что делает ее наиболее экономичной и технологически эф­фективной для бурения скважин по многолетнемерзлым по­родам, цементирующим материалом которых служит лед. С целью получения однородной стабильной пены исполь­зуют полиакриламид ПАА, КМЦ-500 и сульфонол НП-1. В состав пен рекомендуется вводить ПАА как более эффектив­ный и дешевый по сравнению с КМЦ продукт. Это дает возможность одновременно снизить расход дорогостоящего сульфонола до 0,1 %. Состав рекомендуемой композиционной добавки: ПАА — 0,25 % и сульфонол — 0,1% (по объему). В этом случае расход ПАВ (сульфонола) снижается в 2 раза. Применением однородных стабильных пен повышена ус­тойчивость стенок скважин при проходке ММП. Выход кер­на в ненарушенном состоянии в зоне мерзлых пород дости­гает 100 % против 60 % при бурении с промывкой жидкостя­ми.
	Таб лица 6.1
	Начальная температура пены, °С
	Температура ком­понентов пены t/k, 'С Степень аэрации 10 100 150 200 300 50/20 50/10 50/5 30/20 30/10 30/5 20,81 11,11 5,61 20,26 10,83 5,33 21,58 12,16 6,20 20,51 11,05 5,65 22,33 14,21 6,80 20,75 11,54 5,96 23,00 14,00 7,35 20,97 12,00 6,27 24,33 15,95 8,46 21,40 12,86 6,86
	364

	Применение пены часто позволяет упростить конструкцию скважин и тем самым снизить расход обсадных труб. Опыт показал, что при бурении многолетнемерзлых пород содержание жидкой фазы в пене следует уменьшить. При подаче сжатого воздуха от 0,026 до 0,035 м3/с количество раствора пенообразователя рекомендуется не более (0,08+ 0,25)-10-3м3/с. При бурении в многолетнемерзлых породах ограниченно можно применять пену даже без ввода в нее противомороз-ньгх добавок. В табл. 6.2 приведены данные о времени полно­го перемерзания пены в стволе скважины в зависимости от состава пенообразующего раствора и температуры окружа­ющих пород. Пресные пены при прекращении циркуляции замерзают, сохраняя ячеистую структуру; ее разрушение не представляет особых трудностей. При бурении в мерзлых породах пена, если она сохраня­ется между трубами и породой, не приводит к смятию ко­лонны обсадных труб, так как содержит всего 2 % воды. Пена хорошо вытесняется цементным раствором или бу­ферной жидкостью при цементировании обсадных колонн. По данным Г. Андерсона, для удаленного района (север Юкона) стоимость 1 ч бурения с пеной была в 1,21 раза вы­ше, чем с промывкой глинистым раствором (с учетом расхо­дов на транспортировку оборудования и простоев по клима­тическим условиям), однако время бурения сократилось в 2,5 — 3 раза. По данным Б.Б. Кудряшова, при бурении с пеной механи­ческая скорость возрастает в 1,4 — 1,6 раза, а проходка на долото увеличивается в 1,2—1,6 раза. Применение пен позво­ляет в целом повысить производительность и экономичность буровых работ за счет сокращения затрат времени и матери­алов на борьбу с поглощениями, а также улучшить условия охраны недр.
	Таблица 6.2
	Время полного перемерзания пены в стволе скважины диаметром 112 мм (в ч)
	Состав водного раствора, % Гп, °С -5 (-10И-12) Сульфонол 0,5 + КМЦ 0,25 Сульфонол 1,0 + КМЦ 0,5 + NaCl 7 Сульфонол 1,5 + КМЦ 0,5 + NaCl 10 1,5 14,0 24,0 1,5 2,0 4,0
	365

	В настоящее время пена как промывочный агент привле­кает многих специалистов по бурению. На стадии внедрения промывки пенами в производство необходимо четко пред­ставлять область их рационального использования. Известна рентабельность применения пен в ряде осложненных геоло­гических (мерзлые, трещиноватые, кавернозные, глинистые породы) и организационных (районы трудного водоснабже­ния) условий. Доказана экономическая эффективность пен по сравнению с глинистыми растворами и аэрированными жид­костями при работе с различным породоразрушающим инст­рументом. Однако на практике в конкретных геолого-технических условиях часто возникает необходимость оценки целесооб­разности применения пен исходя из максимального давления нагнетания, возможности использования в проектируемой конструкции скважин рациональной схемы обвязки устья, благоприятного соотношения диаметров скважин и буриль­ных труб для выбранной степени аэрации, предельной глуби­ны бурения по принимаемой схеме и т.д. Для решения этих вопросов необходимо иметь достаточно точную, надежную и доступную для практических расчетов методику определения гидравлических потерь давления при циркуляции пены в скважине. Существует несколько таких методик. Однако од­ни применимы только для скважин большого диаметра при минимальной степени аэрации, другие малопригодны для тех­нических расчетов, ибо требуют дополнительных данных на основе экспериментальных исследований. Во многих случаях геолого-технические условия бурения не позволяют применять сжатый воздух или пены. Тогда прибегают к использованию промывочных жидкостей при бурении пород с отрицательными и положительными темпе­ратурами. В этих условиях применение даже пресных рас­творов имеет свои особенности, определяемые в первую оче­редь климатическими (низкие температуры окружающего воздуха), организационными (дальность перевозок, длитель­ность хранения материалов, трудность водоснабжения и др.), а также экономическими показателями (повышенная стои­мость используемых материалов и др.). Промывочные жидкости с малым содержанием твердой фазы обязательно содержат флокулирующий реагент. В рас­твор с малым содержанием твердой фазы не рекомендуется вводить химические реагенты-пептизаторы. В отличие от них малоглинистые растворы содержат, кроме глины и воды, реа­генты-стабилизаторы, которые вводятся для контроля за во- 366

	доотдачей. Эти растворы характеризуются быстрым измене­нием плотности, вязкости и других свойств в результате пе­рехода в раствор частиц выбуренной породы. К малоглинистым растворам относят растворы с содержа­нием глины не более 5 %. Использование растворов, содер­жащих только техническую воду и глину, в настоящее время нерационально. Такая система может быть рекомендована только для получения пресных промывочных жидкостей с применением высококачественного бентонитового порошка и в тех случаях, когда возникает необходимость контролиро­вать вязкость и статическое напряжение сдвига. В табл. 6.3 приведены параметры глинистого раствора, по­лученного из глинопорошка ильского завода "Утяжелитель", измельченного в ЭМИ, предварительно гидратированного в течение 24 ч, обработанного Na2CO3 и реагентами-стабили­заторами КМЦ-500, М-14 и гидролизованным полиакрилами-дом (ГПАА). Эффективность применения таких растворов в значительной степени зависит от надежной очистки их на поверхности от частиц выбуренной породы. В настоящее время для получения низкотемпературостой-ких полимерглинистых растворов при бурении скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород в каче­стве противоморозных добавок в основном используют элек­тролиты NaCl, KC1 и реже СаС12. Однако получение стабиль­ных глинистых растворов с этими добавками чрезвычайно
	Таб лица 6.3
	Параметры пресных малоглинистых растворов Содержание в растворе, % Параметры раствора поли­мера глино­порош­ка Р. 103 кг/м3 Т, с в, см3/30 мин К, 10"3м 91Л0, Па рН М14: 0,5 3 1,02 17 16 1,3 о/о 7 — 4 1,02 18 15 0,3 0,08/0,29 7 — 6 1,04 20 10 0,2 0,12/0,41 7,5 1,0 3 1,02 17 15 0,3 0/0,16 7 ГПАА 1,5 5 1,03 25 4 0,2 0/0 11 КМЦ: 0,1 3 1,02 17 13 1,0 0/0 9 1,0 3 1,02 27 9 1,0 0/0 9 2,0 3 1,04 84 7 0,8 0,2/0,41 9 0,1 4 1,03 19 11 0,5 0/0 9 1,0 4 1,04 33 6 0,4 0/0 9 2,0 4 1,05 94 3,5 0,3 0,4/0,6 9
	367

	Таблица 6.4
	Параметры низкотемпературостойких полимерглинистых растворов
	Содержание компонентов Противоморозная добавка Параметры раствора Температу­ра замерза­ния, °С глинопо-рошка, кг/м3 реагента-стабили­затора (КМЦ), % Тип Содер­жание, кг/м3 103 к'г/м3 Г, с В, см3/ 30 мин К 10-^м etfa°' РН 40 60 60 60 1,5 1,5 1,0 1,0 1,5 2,0 2,0 Na2Br407 Na2NO3 Na2CO3 20 64 20 64 200 100 200 1,103 1,11 1,10 1,13 1,07 1,13 1,16 36 37 25 32 37 29 41 3,5 2,5 6,5 5,0 4,0 4,5 3,5 0,4 0,3 0,5 0,4 0,6 0,3 0,2 0/0 о/о о/о о/о о/о 0,17/0,62 0,65/0,75 9 9 9 9 9 9 -1,2 -3,5 -1,2 -3,5 -8,0 -3,0 -7,0

	затруднено. Такие растворы, как правило, нестабильны, лег­ко разделяются на твердую и жидкую фазы. С целью улучшения свойств получаемых растворов в каче­стве противоморозных добавок были испытаны Na2Br4O7, Na2CO3 и Na2NO3 (табл. 6.4). Во всех случаях в качестве поли­мерного реагента-стабилизатора использовали КМЦ-500; в растворах применялся глинопорошок первого сорта ильского завода "Утяжелитель". Низкотемпературостойкие растворы ПАА могут быть по­лучены при введении в них солей NaCl или КС1 (табл. 6.5). Видно, что при увеличении в растворе ПАА от 0,3 до 1,5 % при постоянном содержании КС1, равном 4 %, пластическая вязкость растет. Вязкие полимеркалиевые растворы могут быть рекомендованы для бурения мерзлых гравийных отло­жений. Полимеркалиевые растворы рационально также при­менять при бурении мерзлых глинистых пород. Для определения количества неэлектролитов, обеспечива­ющего понижение температуры до требуемых значений, можно с достаточной для практических целей точностью пользоваться формулой у = 0,53AtMG, где 0,53 — размерный коэффициент, 1/(кг-с); At — желаемое понижение температуры замерзания воды; М — молекуляр­ная масса добавки, кг; G — масса воды, кг. Определенный интерес представляет водогипановый рас­твор в полимерном и полимерсолевом вариантах для бурения пород с отрицательными температурами (табл. 6.6). Таб лица 6.5 Параметры низкотемпературостойких полимерсолевых жидкостей
	Концен­трация ПАА, % Добавка КС1, % г|, Па-с р, 103 кг/м3 рН Темпера­тура за- (сухого мерзания, вещества) \^ 0,3 4 0,0030 1,024 6,93 -2,3 8 0,0022 1,048 7,06 -3,4 — 0,0052 1,003 6,95 0,5 4 0,0060 1,026 7,03 -2,4 8 0,0060 1,052 7,05 -3,5 16 0,0052 1,102 7,18 -7,5 — 0,0125 1,004 6,84 — 1,0 — 0,0240 1,011 7,05 -7,7 8 0,0177 1,055 7,15 — 16 0,0177 1,100 7,31 — 4 0,0360 1,041 6,91 —
	368

	Таблица 6.6
	Температура замерзания раствора, °С (по данным А.М. Коломийца, Е.В. Шанкова, Е.В. Шенникова)
	Содержа- Содержание NaCl, % ние гипа- на, % 0 4,5 6 8,5 10 14 0 0 -2,4 -5,5 -6,7 -6,7 -10,2 1 -1,5 -7,0 -8,4 -10,5 -10,5 -16,0 3 -3,5 -8,0 -8,5 -9,5 -13,0 -16,0 5 -4,5 -8,5 -9,0 -9,6 -12,5 -14,6 10 -6,5 -8,5 -8,5 -9,0 -12,0 -13,5
	Дальнейшее повышение эффективности использования промывочных жидкостей и снижения их стоимости может быть достигнуто за счет регенерации и повторного примене­ния дорогостоящих компонентов растворов, например с по­мощью распылительных сушилок, предложенных М.Р. Мав-лютовым, Р.Г. Ягафаровым, В.Р. Абдуллиным.
	6.5. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ Под температурным режимом бурящейся скважины понимают распределение температуры циркулиру­ющей промывочной жидкости в канале бурильной колонны и кольцевом пространстве, зависящее от скорости потоков, теплофизических свойств веществ в системе и времени. Нисходящий поток промывочной среды в бурильных тру­бах обменивается теплотой с восходящим по кольцевому ка­налу потоком, который, в свою очередь, контактируя с ок­ружающими породами (непосредственно или через обсадные трубы), обменивается теплотой с горными породами. Естественная температура горных пород, как правило, с увеличением глубины закономерно возрастает. В результате теплообмена с циркулирующей в скважине промывочной жидкостью тепловой баланс в массиве горных пород наруша­ется, отток теплоты из ствола скважины в окружающий мас­сив (или наоборот) зависит от продолжительности циркуля­ции и непрерывно изменяется во времени. При этом изменя­ется и температура самих пород на стенке скважины. В призабойной зоне скважины промывочная среда вос­принимает теплоту, выделяющуюся в результате механичес­кой работы породоразрушающего инструмента. Местный источник энергии в зоне забоя (долото) осложняет картину 369

	теплообмена в скважине, влияя не только на температуру восходящего потока, но и вследствие теплообмена через стенки бурильных труб на температуру нисходящего потока. Энергия, затрачиваемая потоком на преодоление сопро­тивлений трения в бурильных трубах и кольцевом простран­стве, также рассеивается в виде теплоты и оказывает влияние на температуру циркуляционных потоков. Дополнительно теплота выделяется за счет трения буриль­ных труб о стенки скважины. При бурении с продувкой воздухом или газом наряду с процессами теплообмена происходят процессы массообмена, сопровождающиеся изменением влажности воздуха или газа, что существенно влияет на температуру их потоков. При бурении по многолетнемерзлым породам теплооб-менные процессы осложняются изменениями фазового со­стояния воды в породах, очень сильно влияющими на интен­сивность и направление тепловых потоков. Температура промывочного агента в любой точке цирку­ляционной системы скважины в любой момент времени явля­ется результатом совместного проявления таких факторов, как расход и начальная температура промывочной среды, скорость движения и турбулентность потока, физические и теплофизические свойства промывочной среды и проходи­мых скважиной горных пород, естественная температура по­следних и характер ее изменения по глубине, конструктив­ные особенности, свойства материала бурильной колонны и обсадных труб, скорость бурения и продолжительность рей­са, мощность, развиваемая на забое породоразрушающим инструментом, и др. Действие большинства этих факторов различно на разных участках скважины. Задача определения температурного режима бурящейся скважины сложная, и точное ее решение вызывает значи­тельные трудности. К настоящему времени многими исследователями предло­жен ряд решений задачи о температурном режиме в целях его прогнозирования. Одни из них — прикладные, построен­ные в целях облегчения технологических расчетов на эмпи­рических и полуэмпирических зависимостях или крайне уп­рощенных аналитических положениях, другие в связи с об­щей формулировкой условия нестационарности теплообмена циркулирующей среды с окружающим горным массивом и детальным учетом некоторых второстепенных факторов весьма сложны и неудобны для практических расчетов. 370

	Одним из наиболее простых и достаточно полных по уче­ту определяющих факторов является решение применитель­но к случаю бурения скважин в мерзлых породах, получен­ное Б.Б. Кудряшовым. Простота решения достигнута в ре­зультате использования известного в горной теплофизике понятия "Коэффициент нестационарного теплообмена К", а также введенного Ю.Д. Дядькиным "Коэффициента интенси­фикации теплообмена К^" при агрегатном переходе содер­жащейся в породах влаги. В этом случае задача сводится к решению неоднородного линейного дифференциального уравнения второго порядка с постоянными коэффициентами для температуры в нисходящем по бурильным трубам пото­ке, функционально связанной с температурой в кольцевом канале. Процесс бурения скважин сопровождается самыми разно­образными технологическими операциями и приемами, при­водящими к нарушению естественного температурного поля как в стволе, так и в приствольной зоне массива горных по­род. Спускоподъемные операции, связанные с необходимостью смены долота или крепления ствола, различного рода вспомо­гательные работы, обусловленные подготовкой оборудования к бурению, приготовлением бурового раствора в поверхност­ной системе, ожидание затвердевания тампонажного раствора после нагнетания его в интервал разобщения или изоляции пластов, геофизические исследования скважин — все это от­носится к категории технологических операций, не связан­ных с циркуляцией бурового раствора. Промывка ствола с целью гидротранспорта шлама на дневную поверхность, промежуточные циркуляции для раз­рушения структуры бурового раствора и его обработки для нормализации технологических свойств, цементирование скважин с целью разобщения пластов, предупреждения и ликвидации различного рода осложнений — все это относит­ся к категории технологических операций, связанных с цир­куляцией бурового раствора в стволе скважины. В зависимости от вида проводимой технологической опе­рации, характер теплообмена между скважиной и окружаю­щим массивом горных пород будет различным, а следова­тельно, каждой технологической операции соответствует свой температурный режим. С целью наиболее правильной постановки задач в этой области и разработки методов их решения целесообразно рассмотреть более подробно общую физическую картину 371

	теплообмена в стволе скважины и состояние изученности этого процесса на данном этапе применительно к разнооб­разным технологическим операциям, которыми сопровожда­ется процесс бурения (принято считать, что бурение включает в себя процессы проводки, промывки, спускоподъемные операции, цементирование, ожидание затвердения тампони­рующего материала и оборудование устья скважины для оп­робования и эксплуатации продуктивных горизонтов). Бурящаяся скважина представляет собой сложную тепло-обменную систему, для которой основным источником и стоком теплоты является не ограниченный в радиальном на­правлении массив горных пород. Естественное тепловое со­стояние горных пород, слагающих проходимый скважиной разрез, определяет температурный режим скважины. В целом теплообменная система скважина — массив пород характеризуется следующими узлами и показателями (рис. 6.2): наземной циркуляционной системой А, включающей в се­бя желоба, устройства для очистки бурового раствора от вы­буренной породы, приемные емкости, буровые насосы и на­гнетательные манифольды. Теплообмен в поверхностной циркуляционной системе происходит в результате соприкос­новения с воздухом; подземной циркуляционной системой, состоящей из ство­ла скважины (обсаженного или не обсаженного колонной труб) и колонны бурильных труб. Теплообмен в подземной циркуляционной системе осуществляется путем соприкосно­вения бурового раствора со стенкой ствола скважины, а также с внутренней и внешней поверхностью колонны бу­рильных труб; породоразрушающим инструментом, состоящим из долота и забойного двигателя (последний может отсутствовать). В наиболее общем случае, когда имеет место процесс дол­бления, буровой раствор с некоторой устьевой температурой tly нагнетается в колонну бурильных труб и движется по ней вниз к долоту. Достигнув забоя и нагревшись до температуры t3, поток изменяет направление движения и по кольцевому зазору между бурильной колонной и стенками скважины ус­тремляется к устью. С некоторой температурой i2y буровой раствор попадает в поверхностную циркуляционную систему и вновь нагнетается в колонну бурильных труб. Цикл замы­кается, и дальнейший процесс представляет собой замкнутую циркуляцию. Для упрощения физической сущности процесса предста- 372

	Рис. 6.2. Схема бурящейся скважины как теплообменной системы
	вим себе, что перед восстановлением циркуляции температу­ра в скважине и в массиве горных пород характеризовалась геотермограммой 1, причем теплопроводность отдельных слоев и пластов характеризуется значением геотермического градиента dt/dz. Нисходящий поток бурового раствора всту­пает в теплообмен с восходящим потоком и приобретает температуру в соответствии с термограммой 2. Восходящий поток бурового раствора, отдавая часть теплоты нисходяще­му потоку, обменивается теплотой с горными породами, причем в нижней части ствола скважины массив горных по­род выполняет роль бесконечно мощного источника теплоты, 373

	а в верхней части ствола — бесконечно мощного стока теп­лоты. Температурный режим восходящего потока бурового раствора характеризуется термограммой 3. Породоразрушающий инструмент в период долбления вы­полняет роль дополнительного локального источника тепло­ты, которая оценивается "скачком" температуры у забоя. В результате сравнительно длительного взаимодействия бу­рящейся скважины и окружающего массива горных пород, температура горных пород в радиальном направлении от скважины будет изменяться. Причем интенсивность перерас­пределения температуры в массиве будет зависеть от тепло-физических свойств пород, от начального перепада темпера­туры между скважиной и массивом пород, а геометрические размеры ореола теплового влияния скважин RT определяются длительностью процесса "возмущения" температурного поля. При прочих равных условиях зона теплового влияния сква­жины (кривая 4' и радиус теплового влияния Щ) будет боль­ше в породах, сравнительно хорошо проводящих теплоту (кривые 4" и 4111 по сравнению с кривыми 4' и 4W). После прекращения процесса долбления и остановки цир­куляции бурового раствора температура во всей системе стремится к начальному уровню, который характеризуется геотермограммой 1. Длительность и интенсивность процесса восстановления начальной температуры в скважине зависят от длительности и интенсивности предшествующего "возму­щения" температурного поля, а также от теплофизических свойств веществ рассматриваемой системы. Как правило, очередное долбление и циркуляция бурового раствора начинаются задолго до того, как восстановится естественная температура в скважине. "Возмущения" темпе­ратурного поля накладываются друг на друга и значительно усложняют общую картину каждого последующего долбле­ния. Другие технологические операции в бурении, такие как подъем-спуск колонны бурильных труб, наращивание бу­рильной колонны, промежуточные промывки и проработки ствола, цементирование обсадных колонн, ожидание затвер­девания цемента, натяжение колонны и оборудование устья, с точки зрения формирования температурного режима в скважине представляют собой чередование периодов тепло­вых "возмущений" системы циркуляциями и периодов вос­становления естественного поля температур. Часто картина теплообмена в этих технологических опе­рациях усложняется наличием дополнительного рассеянного 374

	источника теплоты переменной мощности в кольцевом про­странстве скважины, участием в процессах веществ с различ­ными теплофизическими свойствами, постоянным обновле­нием циркулирующего агента и т.д. Следовательно, при бурении скважины в ее стволе и при­легающем массиве горных пород наблюдается нестационар­ный процесс теплообмена, осложненный спецификой тепло-обменной системы и наличием внутренних дополнительных источников теплоты. Исследование процесса теплопередачи при бурении сква­жины сводится к изучению пространственно-временного из­менения температуры по стволу и в прилегающих к нему горных породах, т.е. к нахождению температурного поля системы скважина — массив горных пород. При этом необходимо учитывать главную особенность процесса бурения — периодическую смену и повторяемость технологических операций: после подъема-спуска бурильной колонны с долотом, как правило, проводят промывку сква­жины; промывка сменяется подъемом и т.д. В эти сменяю­щие друг друга массовые операции (количество долблений и спусков-подъемов при бурении глубокой скважины достигает 200 и более) периодически вторгаются операции по крепле­нию ствола, по исследованию разреза и глубинным измере­ниям, по испытанию перспективных горизонтов, а также различного рода вспомогательные операции. Особенности формирования температурного режима в бурящихся скважинах Заполярья Особенностью геологического строения неко­торых нефтяных и газовых месторождений Западной Сиби­ри является наличие в верхней части разреза осадочного чех­ла мощной толщи многолетнемерзлых пород. К настоящему времени составлены общие представления о строении, рас­пространении и особенностях этого комплекса пород, хотя такие важные вопросы, как методы выделения их в разрезе скважин, определения естественной температуры и другие, еще далеки от однозначного решения. Отмечают несколько типов мерзлоты. Однако основным и наиболее четко выраженным в центральной части Западной Сибири является уренгойский тип. Он характеризуется еди­ной мощной толщей монолитного промерзания с дневной поверхности до глубины 400 — 550 м. Значение отрицательной температурной аномалии ("температурный карман") в наибо- 375

	лее промерзшей части разреза составляет 3 — 5°С. Ниже мерзлой зоны зачастую на глубину 150 —200 м распространя­ется участок с нулевым градиентом температуры. В пределах Тазовского, Медвежьего и Комсомольского ме­сторождений выделен так называемый тазовский тип вечной мерзлоты. Так же как и уренгойский тип, он характеризует­ся монолитностью, но в верхней части разреза присутствует талик мощностью до 150 м. "Температурный карман" для это­го типа мерзлоты, как правило, не превышает 1,5 —2,5 °С, достигая в редких случаях 4 —5 °С. В литолого-стратиграфическом отношении на территории Медвежьего и Уренгойского поднятий промерзанием охваче­ны супесчано-глинистые и песчано-глинистые четвертичные отложения, глинисто-песчанистый разрез олигоцена, глинис­тые и песчано-глинистые отложения эоцена — нижнего оли­гоцена. На севере месторождений нижняя граница опускается в песчано-глинистые отложения палеоцена. Исследованиями различных авторов установлено, что мощность вечной мерзлоты и поведение ее нижней границы во многом определяется тектоническим планом. На Медвежьем месторождении, которое использовалось авторами в качестве полигона исследований, нижняя граница вечной мерзлоты фиксируется на глубинах от 250 — 260 до 397 — 400 м. Минимальные отметки ее установлены в сводовой части Медвежьего поднятия, а максимальное погружение — на Ныдинском поднятии. Осредненная геотермограмма, построенная по результатам измерений температуры в четырех длительно простаивающих скважинах, характеризуется наличием безградиентного участ­ка и отрицательными значениями температур до глубины 360 м (рис. 6.3). В наиболее охлажденной верхней части раз­реза (ниже зоны сезонных колебаний температуры) значение температуры не опускается ниже минус 4 °С, а с глубиной температура несколько увеличивается, приближаясь к нулевой изотерме, которая приблизительно совпадает с подошвой мерзлых пород. С целью оценки колебаний температуры при бурении и креплении, возможности и перспектив регулирования темпе­ратурного режима были проведены специальные исследова­ния в нескольких бурящихся скважинах месторождения Мед­вежье. Конструкция скважин и технология бурения в этом райо­не следующая: 325-мм кондуктором скважина закреплена до глубины 430 м, 219-мм промежуточной колонной — до глуби- 376

	Страти­графия Лито­графия Глубина, м Геотермический градиент, °С/100 м 2 3 4 5 Температура, °С 0 10 20 30 Четвер­тичное 10 20 30 40 50 60 ~ —' ~ • ------- Эоцен 1,1,1,1,1,1 1,1,1,1,1,1 п . 9 -9 -9 - \ Палеоцен \ 3,48 Верхний мел упп . 80 90 10 0 -0 -00 4 ■ч 4,9 \ \. и 00 /к* 12 10 3,5 * X
	Рис. 6.3. Геотермический разрез Ныдинско-Медвежьего месторождения За­падной Сибири: 1 - геотермограмма; 2 - результаты измерений в наблюдательных скважи­нах; 3 - температура продуктивных пластов; 4 - значение геотермического градиента
	ны 960 м. 168-мм эксплуатационная колонна опускается до глубины 1200 м. Все колонны цементированы до устья. Бурение осуществляется роторным и турбинным способа­ми при замкнутой циркуляции глинистого раствора, нагнета­емого в скважину насосом БРН-1 с подачей до 30 л/с. В сис­теме циркуляции имеются вырытый в земле амбар вместимо- 377

	стью 200 м3, желоба, две приемные емкости и гидроциклон­ная установка для очистки раствора от выбуренной породы. Измерение температуры циркулирующей жидкости осуще­ствляли в трех точках циркуляционной системы: 1 — на при­еме буровых насосов; 2 — в бурильных трубах над долотом; 3 — в желобной системе непосредственно у устья скважины. При анализе результатов исследований (рис. 6.4) обращает на себя внимание тот факт, что на разных глубинах характер колебаний температуры циркулирующей жидкости различен. В связи с этим условно можно выделить три характерных интервала: интервал вечномерзлых пород (0 —350 м); интервал подмерзлотной зоны (350 — 450 м); удаленный от вечной мерзлоты интервал (900 — 1200 м). Первый интервал начинается с нулевой отметки и прохо­дится бурением за одно или два долбления. Бурение осуще­ствляется либо секционным турбобуром, либо ротором. Характерной особенностью бурения в этом интервале яв­ляется то, что длительность непосредственного долбления не­велика и процесс разрушения пород часто чередуется с оста­новками циркуляции при наращивании инструмента. Кроме того, объем скважины невелик и цикл циркуляции длится недолго. График изменения температуры показывает (см. рис. 6.4, I), что в начальный период бурения температура промывоч­ной жидкости значительно превышает температуру мерзлых горных пород и составляет 10— 14 °С. До глубины 60 м тем­пература сохраняется на уровне 11 °С, незначительно повы­шаясь лишь во время непродолжительных периодов непо­средственного долбления. В интервале от 60 до 120 м наблю­дается некоторый рост температуры до 14 °С, особенно в тот период, когда вследствие остановки турбобура бурение про­должалось ротором. Температура глинистого раствора на приеме насоса составляла 7 — 9 °С и отличалась от забойной на 3 —7 °С. В то же время температура выходящего из сква­жины раствора незначительно отличалась от забойной и со­ставляла 9-12°С. Диаграмма колебания температуры во время второго долб­ления в интервале 120—175м отличается лишь тем, что во время бурения наблюдалось монотонное снижение темпера­туры на 2 °С. Такая же тенденция отмечена в характере из­менения температуры у устья. Как во время первого, так и во время второго долбления наблюдалось резкое повышение температуры в период рабо- 378

	т,°с 25	Ct уск Прс мыв ш и л — ----- .----- >—— s___
	15
	12 3 4 5 6 7 8 X, ч
	III
	Т,°С	1 Спуск г *|\ 1 Бурение \ / 1 1 1 — \ J J_ 1 --
	20 ~
	10
	/234567* X, ч
	/F
	т,ис i J - I 20 10 / li 2 \ J Пс 1дъел J тан с *-— \j I ром\ шка
	12345678 X, ч
	Рис. 6.4. Результаты измерения температуры в бурящихся скважинах мес­торождения Медвежье (Тюменская область): / - бурение в интервале 0-175 м; II - промывка и проработка на глубине 430 м (скв. 211); III - бурение в интервале 943-960 м (скв. 212); IV - промыв­ка на глубине 1213 м (скв. 207) 1 - температура на забое; 2 - температура на устье 379

	ты породоразрушающего инструмента. Но ввиду непродол­жительности этих периодов и сравнительно большой инер­ционности глубинного термометра (до 10 мин) истинное зна­чение температурного скачка зарегистрировать не удалось. Можно лишь предположить, что она достигает нескольких градусов. Очевидно, что разогрев циркулирующего бурового раство­ра при бурении мерзлых пород обусловлен главным образом энергией трения в потоке и колонны труб о стенки скважи­ны, трением в элементах турбобура, энергией разрушения забоя. Эти источники теплоты превалируют над эффектом охлаждения потока стенками скважины и выбуренной мерз­лой породой. Исследования показали, что температура в скважине при бурении мерзлых пород определяется в основном температу­рой нагнетаемого раствора. Измерения температуры в подмерзлотной зоне на значи­тельном расстоянии от толщи мерзлых пород (на глубине 350 —430 м) проводились на скв. 211 во время бурения под кондуктор роторным способом (см. рис. 6.4, II). Разбуривае­мые породы в отличие от первого интервала имели положи­тельную естественную температуру. На приведенном графике отчетливо видно снижение тем­пературы во время спуска бурильного инструмента в интер­вале мерзлых пород. Затем температура увеличивается и до­стигает на глубине забоя 20 °С. При циркуляции температура глинистого раствора у забоя незначительно увеличивается (примерно на 2 °С). Температура выходящего из скважины раствора в момент восстановления циркуляции составляла 10 °С, через 2 ч она уве­личилась до 15 °С, в дальнейшем стабилизировалась. Разность между забойной и устьевой температурами составляла 2 °С. Таким образом, в подмерзлотной зоне температура цирку­лирующей жидкости у забоя, как и в зоне вечной мерзлоты, монотонно увеличивается от некоторого начального уровня. При этом разность между забойной и устьевой температура­ми незначительна. В третьем интервале температуру измеряли при разбури-вании цементной пробки турбобуром на глубине 960 м после цементирования промежуточной колонны в скв. 212 (см. рис. 6.4, III). В качестве промывочной жидкости использовали тех­ническую воду. Измерения проводили по истечении 48 ч ОЗЦ при темпе­ратуре окружающего воздуха (— 38) — (— 40) °С. 380

	На полученной термограмме четко прослеживается участок пониженной температуры при спуске бурильного инструмен­та в интервале мерзлых пород. Затем температура возрастает и составляет на забое 25 °С. В момент восстановления цирку­ляции она резко падает и по истечении некоторого времени (около 2 ч) стабилизируется. Во время остановок температура повышается. Температура на приеме насосов оставалась примерно на одном уровне в течение всего периода циркуляции и состав­ляла плюс 5 °С. Температура выходящей из скважины жидко­сти в начальный момент была минус 2 °С, затем быстро воз­росла до плюс 2,5 °С и оставалась на этом уровне в течение всего периода циркуляции. Обращает на себя внимание большая разность между при-забойной и устьевой температурами циркулирующей жидкос­ти (14 °С). Это говорит о том, что при промывке водой срав­нительно глубоких скважин в условиях низкой температуры окружающей среды имеют место огромные потери теплоты в циркуляционной системе. Термограмма (см. рис. 6.4, IV) характеризует промывку скв. 207 глинистым раствором на глубине 1213 м. Нетрудно заметить, что разность устьевой и забойной стабилизирован­ной температур составляет всего лишь 1,5 °С при абсолютном их значении около 17 °С. Таким образом, температурные режимы бурящихся сква­жин Заполярья отражают геотермические особенности этого района, главной из которых является наличие в разрезе мощной толщи многолетнемерзлых пород. Определенную роль при этом играют условия теплообмена в поверхностной циркуляционной системе и физические свойства промывоч­ной жидкости. Динамика растепления прискважинной зоны мерзлых пород Наблюдения за процессом растепления мерз­лых пород выполнены при различной температуре массива и циркулирующей жидкости. В качестве массива использовали замороженные до температуры ( — 10) и ( — 5) °С пласты песка льдистостью 7,8 и 23 % и глины льдистостью 3,6 и 61 %. На рис. 6.5 приведены кривые, характеризующие измене­ние положения нулевой изотермии при растеплении пластов песка 1 и глины 2 в период теплового "возмущения" массива циркулирующим буровым раствором, а на рис. 6.6 — в пе- 381

	Рис. 6.5. График изменения ра­диуса г ореола протаивания мерзлых пород во времени т (низкая льдистость)	Г, см 50 40 30 20 10
	О		20 40 60 80 100 х, ч
	риод восстановления естественного поля температур. В зави­симости от соотношения абсолютных значений температуры циркулирующего флюида и массива пород, теплофизических свойств пластов в мерзлом и талом состояниях, их льдистос-ти и влажности радиус ореола протаивания будет распрост­раняться в глубь массива глин и песка либо с одинаковой, либо с разной скоростью. Причем опережающее растепление может происходить как в глинах 2, так и в песках 1. Скорость продвижения границы протаивания пород зави­сит не только от рода и свойств пластов, но и от времени. После 25 —30 ч теплового воздействия на пласты с низким коэффициентом льдистости наблюдалась сравнительная ста­билизация скорости растепления околоствольной зоны по­род, и спустя 165—170 ч непрерывного теплового воздействия радиус ореола растепления составил 48 см в глине и 55 см в песке. При дальнейшем тепловом "возмущении" размеры растепленной зоны в глине и песке сблизились и по истече­нии 250 — 300 ч оказались практически одинаковыми (около 60 см).
	г, см
	60
	50
	Рис. 6.6. График изменения 40 радиуса г ореола протаива­ния в породах после прекра­щения теплового "возмуще- 30 ния"                                                   О 382		50	100	150	х, ч

	Промораживание при восстановлении начальной темпера­туры глинистых и песчаных пластов с малой льдистостью также происходит по-разному. После прекращения процесса растепления в талом песке отмечается некоторая стабилиза­ция положения нулевой изотермы, а затем относительно бы­строе уменьшение радиуса ореола растепленных пород. В глинах отмечается значительный начальный участок дальней­шего увеличения размера талой зоны, несмотря на то что процесс теплового "возмущения" скважиной прекращен. И только спустя 100 ч наблюдалась тенденция к уменьшению радиуса протаивания, хотя он достиг значения, зафиксиро­ванного в момент прекращения "возмущения" лишь через 200 ч. Весьма примечателен тот факт, что процесс восстановле­ния естественной температуры и промерзание прискважин-ного массива происходит в несколько раз медленнее, чем процесс растепления. Спустя 400 ч нулевая изотерма в песке влажностью 7,8 % оказалась на расстоянии 20 см от скважи­ны, а в глине влажностью 3,6 % на более значительном рас­стоянии. Вероятно, для полного промораживания возмущен­ной зоны пород потребуется в 3 — 5 раз больше времени, чем длительность предшествующего теплового "возмущения". Полученные экспериментальные данные были обработаны в критериальной форме и построены графики зависимости безразмерного радиуса протаивания г от критерия Фурье Fo для различных значений критерия Коссовича Ко и темпера­турного критерия Кт (рис. 6.7). Значения безразмерного ради­уса г = г/г0 и критериев Fo, Ко и Кт определили по форму­лам:
	Fo = т • КО =       4 0" 1wl . IT _ 'скв *ф Значения критериев Fo, Ко и Кт в экспериментах изменя­лись в следующих пределах: О s Fo s 200; 0,17 s Ко s 3; 2 <; Хт s 7. Анализируя графики зависимости безразмерного радиуса протаивания (см. рис. 6.7), можно сделать вывод о том, что безразмерный радиус зависит как от рода грунта и его свойств, так и от времени. С увеличением критерия Fo без- 383

	о	25	50	75	100	Fo
	Рис. 6.7. Зависимость безразмерного радиуса г ореола протаивания мерз­лых пород от определяющих критериев: / - экспериментальные данные; // - расчеты по И.А. Чарному; III - то же, по Ф.Я. Новикову; IV - то же, по уточненной формуле Ф.Я. Новикова; 1 - Ко = 0,174; К, = 5,5; 2 - Ко = 0,436; Кт = 5,5; 3 - Ко = 0,530; К, = 6,4
	размерный радиус г растет, а скорость протаивания умень­шается. Увеличение критерия Ко приводит к уменьшению безраз­мерного радиуса протаивания. Так, для близких критериев Кт и различных Ко (кривые 1 и 3) при Fo = 50, г1 = 10,2, а ?2 = 5,3. Это легко объясняется тем, что изменение крите­рия Ко вызвано повышением льдистости, а это, безусловно, замедляет процесс растепления. Влияние температурного критерия Кт на значение безраз­мерного радиуса протаивания по графикам не прослеживает­ся. Среди известных методов расчета радиуса ореола протаи­вания пород вокруг цилиндрических выработок следует отме­тить метод И.А. Чарного, формулу И.К. Кравченко, формулу 384

	Ф.Я. Новикова, формулу Б.Б. Кудряшова и формулу Ю.П. Ко-ротаева и др. Метод И.А. Чарного основан на составлении и решении дифференциального уравнения движения границы протаива-ния. При этом основным допущением является стационарное распределение температуры в талой зоне в любой момент времени. Учитывается расход теплоты на нагревание мерзлой и протаявшей породы и весьма приближенно — утечки ее в мерзлую зону. Более простая формула Ф.Я. Новикова, которая была по­лучена путем обработки экспериментальных данных. Эта фор­мула имеет следующий вид: г - 1 + XT005(Fo/Ko)043. Сравнение экспериментальных данных производилось с расчетами по методу И.А. Чарного, как наиболее полно учи­тывающему сложный процесс теплопередачи от скважины к мерзлым породам, и с расчетами по формуле Ф.Я. Новикова. По методу И.А. Чарного были получены расчетные кривые для условий эксперимента. Как и следовало ожидать, расчет­ные значения превышают фактические во всем диапазоне изменения параметров на 10—15%. Причиной завышенных значений, полученных расчетом по методу И.А. Чарного, яв­ляются те исходные предпосылки, на которых основан ме­тод. Предположение стационарности распределения темпера­туры в талой зоне равносильно завышению коэффициента температуропроводности, что должно приводить к система­тическому завышению расчетного радиуса. Кроме того, при­ближенный учет теплового потока от границы протаивания в мерзлую зону также будет способствовать увеличению рас­четного радиуса протаивания. Отличие расчетных кривых, полученных по методу И.А. Чарного, от экспериментальных незначительно, но су­щественный недостаток метода — необходимость неодно­кратно решать неявные уравнения — не позволяет рекомен­довать его для инженерных расчетов. Экспериментальные кривые также сравнивались с расчет­ными, полученными по явной формуле Ф.Я. Новикова. При расчетах по этой формуле расхождение с экспериментом оказалось несколько большим и составило в среднем 20 — 30 % (см. рис. 6.7). Причиной завышения расчетных значений безразмерного радиуса протаивания, полученных из формулы Ф.Я. Новикова, является то, что она выведена для другого ди- 385

	апазона критерия Коссовича 4 s Ко s 25, когда температура на стенке скважины невысокая (iCKB = 2,0-5-6,0 °С). В этом слу­чае процесс растепления пород вокруг скважины будет мало­интенсивным. Формула Новикова имеет простой вид, учитывает все фак­торы, от которых зависит процесс, и дает возможность не­посредственно определять значения радиуса протаивания за любой промежуток времени, поэтому критериальная обра­ботка экспериментальных данных была проведена в виде г - 1 + AXT005(Fo/Ko)043. Методом наименьших квадратов получено критериальное уравнение для безразмерного радиуса ореола протаивания г = 1 + 0,8XT005(Fo/Ko)043. Было проведено сравнение экспериментальных данных (см. рис. 6.7) с расчетами по полученному уравнению. Рас­хождение значений г, полученных по улучшенной формуле Ф.Я. Новикова, с экспериментальными составляет не более 10 %, что вполне допустимо. Динамика изменения размера ореола растепленной поро­ды вокруг скважины в период восстановления естественной температуры (рис. 6.8) весьма сложная и определяется не только длительностью процесса восстановления (Fo), крите­риями Ко и Кт, но и длительностью предшествующего воз­мущения Fo0: при прочих равных условиях, чем больше Fo0, тем более продолжительное время отмечается дальнейшее увеличение ореола протаивания в период восстановления ес­тественной температуры, так как в этих случаях в массиве пород аккумулируются большие количества энергии. Процесс многоциклического теплового взаимодействия скважины с массивом мерзлых пород ни теоретически, ни экспериментально не исследован для диапазона определяю­щих критериев, соответствующего условиям бурения в запо­лярных районах. Ю.М. Проселковым и др. исследована динамика изменения радиуса ореола протаивания мерзлых пород при многоцик­личном тепловом воздействии теплоносителя, циркулирующе­го внутри обсадной колонны. Были проведены два эксперимента: первый эксперимент длился непрерывно в течение 140 ч, а общее число циклов равнялось 4; длительность второго эксперимента составила 150 ч, а общее число циклов равнялось 3. 386

	г 2 2 V- V \ 3 \ 4 J ¥ - 4 ¥ 1 i |Fo01 Fo04 f
	0 50 100 150 200 250 300 350 Fo Рис. 6.8. Динамика изменения радиуса г ореола протаивания мерзлых по­род вокруг скважины в период восстановления "естественной" температуры: 1 - Ко = 0,172; Fo01 = 58; Fo = 100; Кт = 5,5; 2 - Ко = 0,236; Fo02 = 168; Fo = 284; Кт = 5,5; 3 - Ко = 1,09; Fo03 = 58; Fo = 58; Кт = 6,2; 4 - Ко = 1,53; Fo04 = 108; Fo = 144; Кт = 6,2
	Табл. 6.7 дает представление о длительности каждого цик­ла, возмущения и восстановления температурного поля, а также о предельной температуре циркулирующей в скважине воды. Обработка полученных результатов выполнена в критери­альной форме и построены графические зависимости без­размерного радиуса ореола протаивания г от длительности теплового возмущения в каждом цикле FoJ,, длительности периода восстановления в каждом цикле Fo£, критериев Ко и Кт (рис. 6.9). Таблица 6.7
	Показатель Эксперимент Эксперимент 2 Номер цикла 1 2 3 4 1 2 3 Длительность, ч: возмущения восстановления цикла Температура циркули­рующей воды, °С 10 15 25 32 10 15 25 33 10 15 25 34 10 55 65 33 15 10 25 32 15 10 25 34 15 85 100 46
	387

	Fo
	Рис. 6.9. Зависимость безразмерного радиуса г ореола протаивания от пара­метра Fo: а - первый опыт; б - второй опыт; / - эксперимент; // - расчет
	Анализируя график изменения безразмерного радиуса протаивания при многоциклическом тепловом воздействии на мерзлые породы, убеждаемся, что он зависит как от рода грунта и его свойств, так и от соотношения Fo/Fo0. Если в песчаном пласте во втором эксперименте в конце процесса теплового возмущения во втором цикле безразмерный радиус равен 7,3, то в первом эксперименте для этих же условий г = 6,6; общая длительность теплового возмущения в пер­вых двух циклах составила 20 ч (Fo0 = 14), в то время как во втором эксперименте она была равной 30 ч (Fo0 = 21). 388

	При более детальном анализе результатов исследования можно заметить, что процесс растепления околоствольной зоны мерзлых пород происходит так, как если бы осущест­вилось их постоянное возмущение скважиной, на стенке ко­торой поддерживается некоторая средняя температура, свой­ственная как периодам возмущения, так и периодам восста­новления. При многоциклическом тепловом взаимодействии мерзлых пород со скважиной оценить радиус ореола протаивания можно по формуле
	0,05			л 2 Fob i 1 Fo0 <7о' лп/м В CtY .cp TlCK	.0,43
	^
	г0		ф " Ти
	Здесь i^P, — средневзвешенное по времени значение средне-интегральной температуры на стенке скважины:
		J 0 xi
	_ lCKB
	0 T,
	t, — длительность периода возмущения в каждом цикле; т, — длительность периода восстановления в каждом цикле; Г, — функция температуры на стенке скважины от т,; 7} — то же, от х/, п — общее число периодов возмущения; к — общее число периодов восстановления; Fo|, = атт,. /r02; Fo0 = aTxj /r02. При сравнении расчетных значений радиуса ореола прота­ивания с опытными при многоцикличном тепловом взаимо­действии мерзлых пород со скважиной (см. рис. 6.9) видно, что расчетные значения отличаются от опытных на 10 — 15% для глины и на 10 —30 % для песка. С увеличением числа цик­лов ошибка уменьшается. 389