авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 |
-- [ Страница 1 ] --

Федеральное агентство по образованию

Ухтинский государственный технический университет

И.Ю. Быков, Т.В. Бобылёва

ТЕРМОЗАЩИТА КОНСТРУКЦИЙ

СКВАЖИН

В МЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ

Учебное пособие

Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации

по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для студентов

высших учебных заведений, обучающихся по специальностям 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» направления подготовки дипломированных специалистов 130500 «Нефтегазовое дело» и специальности 130602 «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов направления подготовки дипломированных специалистов «Оборудование и агрегаты нефтегазового производства Ухта УДК 622. Б Быков, И.Ю. Термозащита конструкций скважин в мерзлых породах [Текст]: учеб. пособие / И.Ю. Быков, Т.В. Бобылёва. – Ухта: УГТУ, 2007. – 131 с.: ил.

ISBN 5-88179-414- Учебное пособие предназначено для студентов направлений «Технологические машины и оборудование», 130602 «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов», 130504 «Бурение нефтяных и газовых сква жин» как для дневного, так и для заочного вида обучения.

В учебном пособии рассмотрен опыт строительства скважин в многолет немерзлых породах;

на основании причин осложнений представлена структур ная схема факторов, определяющих динамику развития осложнений. Этот комплекс факторов положен в основу алгоритмической программы выбора термозащитного оборудования при строительстве и эксплуатации скважин в криолитозонах.

Рецензент: главный инженер инженерно-технического центра ООО «Севергаз пром», к.т.н., доцент Н.М. Ермоленко © Ухтинский государственный технический университет, © Быков И.Ю., Бобылёва Т.В., ISBN 5-88179-414- Введение Более 10,5 млн. кв. км территории России приурочено к зонам распро странения многолетнемерзлых пород (61,4%), причем на долю европейской части страны приходится менее 1 млн. кв. км [18]. Именно эти российские тер ритории являются наиболее перспективными для поисков, разведки и добычи углеводородного сырья.

В пределах северной оконечности Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, расположенной на Северо-Востоке европейской части России, с се редины 70-х…80-х годов эксплуатируются Усинское, Возейское и Харьягин ское месторождения нефти, приуроченные к зонам распространения мерзлых пород, характеризующиеся «вялым» температурным режимом (0…минус1,5°С).



В этих зонах находится также в ожидании разработки более трех десятков пер спективных месторождений, расположенных на структурных поднятиях Лая вожа, Шапкина-Юрьяхинского и Усино-Колвинского мегавалов, а также на валах Сорокина и Гамбурцева. Перспективными считаются структуры арктиче ских островов Баренцева моря (Колгуев, Вайгач, Новая Земля и др.).

На севере Тюменской области более 20…30-ти лет успешно разрабаты ваются месторождения газа на Медвежьем и Уренгое, в Ямбурге и Норильске, а также нефтяные месторождения в Ново-Портовском, Пуровском и других рай онах, характеризующихся более жесткими геокриологическими условиями.

Строительство скважин в криолитозонах существенно усложняется: из-за протаивания мерзлых пород не только деформируются и разрушаются назем ные сооружения, но и теряет продольную устойчивость, металлическая крепь скважины, получая наклон или волнообразный изгиб в связи с исчезновением контакта обсадных труб с устьем и стенками скважины;

при обратном промер зании отмечаются смятия колонн. Все это приводит к разгерметизации сква жинного сооружения, к появлению неуправляемых каналов прорыва углеводородного флюида из пласта на дневную поверхность, что приводит к катастрофическим последствиям. Так, известен случай образования приустье вого кратера на разведочной скважине 21-Лаявож вследствие затрубного про рыва газа и последующего безогневого фонтанирования;

обошлось без жертв и материальных потерь. В Западной Сибири на разведочной скважине №4-Т в районе Тазовской губы в аналогичной ситуации возник пожар, уничтоживший буровой станок;

в сходных условиях на скважине №4-Г западнее Тарко-Сале в результате стремительного развития пожара образовался кратер, поглотивший все буровое оборудование.

Приведенные примеры – это крайнее проявление проблемы. В обычной деятельности проблема характеризуется возникновением нетрадиционных ра бочих ситуаций, приводящих к снижению скорости бурения, повышению ава рийности, избыточности ремонтных работ, сбою эксплуатационного режима и, в конечном счете, к снижению объемов добываемого флюида и росту его себе стоимости.

Термины и определения Геокриология – наука о закономерностях развития, распространения, особенностях строения, состава промерзающих, мерзлых и протаивающих пород.

Криолитозона (греч. «krios» – холод;

«lithos» – камень) – интервал зале гания горных пород с отрицательной температурой;

границы фиксируются по нулевым изотермам.

Мерзлые породы – породы, частицы которых сцементированы льдом (синонимы: многолетнемерзлые породы, вечномерзлые породы).

При наличии льдоцементных связей, образующих несущий скелет и от ветственных за его форму и прочность, порода называется мерзлой и рас сматривается как геологическое тело, способное изменять форму и прочность скелета породы при нарушении (таянии) льдоцементных связей под влиянием теплового потока, а также репродуцировать льдоцементные связи и формировать новую форму скелета породы при восстановлении от рицательной температуры.





При отсутствии льда в структуре скелета порода называется морозной и рассматривается лишь как низкотемпературное геологическое тело, не меняю щее своей формы и прочностных свойств под влиянием потока тепла.

Талые породы – породы, поровая влага которых представлена жидкой фазой.

Талик – слой или массив горных пород, имеющих температуру выше 0С в течение всего года или влагу в жидкой фазе при отрицательной температуре.

2. Проблемы строительства скважин в многолетнемерзлых породах Два основных свойства мерзлых пород – способность протаивать и спо собность промерзать – определяют весь комплекс проблем, возникающих в прискважинной зоне и в конструкции скважинной крепи, что делает необходи мым применение специального термозащитного и рефрижераторного оборудо вания для оснащения нефтяных и газовых скважин с целью обеспечения их на дежной работы в интервалах залегания криолитозоны.

2.1. Протаивание прискважинной зоны В процессе строительства скважина является генератором тепла, тепловое поле которой посредством бурового раствора или добываемого флюида распро страняется на многолетнемерзлые породы, имеющие отрицательную темпера туру. Буровой раствор (или добываемая продукция) находятся в непосредственном контакте с многолетнемерзлыми породами, слагающими стенки скважины. Следствием таяния мерзлых пород в прискважинной зоне яв ляется нарушение льдоцементных связей частиц их скелета, частицы приобре тают автономное существование, мерзлый массив разрушается. Этот механизм лежит в основе формирования приустьевых воронок или обрушения стенок скважины с образованием каверн. Основной движущей силой является земная гравитация: частицы оседают, уплотняясь, образуют новую геологическую сре ду, жидкая фаза начинает существование как вода таяния.

Однако в прискважинной зоне, как в любом горном массиве и в соответ ствии с законом горной механики [80], действуют силы вертикального, боково го и окружного горных давлений. Под влиянием этих сил протаявшие породы, сопряженные с металлической крепью скважины, получают горное поджатие к внешней поверхности обсадных труб. При этом деформационное поведение разных по литологическому составу горных пород различно. Так, пласт прота явшего песка под действием радиального сжатия получает бочкообразную форму, а усилия формоизменения на контакте с обсадной колонной трансфор мируются в аксиальные напряжения растяжения тела трубы. Те же усилия, дей ствующие тангенциально относительно оси металлической крепи (т.е. вдоль поверхности вертикально вверх и вниз), способствуют уплотнению глинистых пластов, перекрывающих и подстилающих песчаный пласт. Процесс этого формоизменения приводит к появлению аксиальных напряжений сжатия в теле обсадной трубы. Механизм взаимодействия крепи скважин с оттаивающим массивом представлен на рис. 2.1.

При некоторых термодинамических условиях в прискважинной зоне зна чения напряжений растяжения-сжатия могут оказаться по величине сопостави мыми с прочностью тела обсадных труб или их резьбовых соединений, что приведет к разрушению колонн и разгерметизации крепи.

2.2. Обратное промерзание прискважинной зоны При остановках скважины возникает процесс восстановления естествен ного температурного режима прискважинной зоны. Этот процесс называют об ратным промерзанием. При достаточной длительности процесса водные суспензии затрубного и межтрубного пространств переходят в лед. Превраще ние воды в лед сопровождается 9% увеличением объема, что объясняется пере стройкой молекулярно-дипольной структуры воды в тригональную кристаллическую решетку льда. Силы молекулярного давления при этом дости гают 1115 МПа, что на один-три порядка выше предела прочности при наруж ном давлении для обсадных труб всей существующей номенклатуры. В связи с этим смятие обсадных колонн – наиболее частая, сложная и практически неиз бежная авария в процессе обратного промерзания прискважинной зоны, осо бенно при наличии замкнутых объемов незацементированных каверн.

Механизм смятия обсадной колонны в процессе обратного промерзания пред ставлен на рис. 2.2.

При полном развитии процесса смятия разрушению подвергаются все ко лонны, включенные в состав конструкции скважины, в том числе насосно компрессорные трубы [28]. Это означает, что в процессе длительного простоя возможно разрушение термозащитного оборудования скважины со всеми выте кающими последствиями этой тяжелой аварии.

3. Осложнения, возникающие в процессе строительства и эксплуатации скважин в многолетнемерзлых породах Основной причиной осложнений и аварий при строительстве и эксплуа тации скважин являются последствия их теплового воздействия на многолет немерзлые породы. Два основных свойства мерзлых пород – способность протаивать и способность промерзать – определяют весь комплекс проблем, возникающих в прискважинной зоне и в конструкции скважинной крепи, что делает необходимым применение специального термозащитного и рефрижера торного оборудования для оснащения нефтяных и газовых скважин с целью обеспечения их надежной работы в интервалах залегания криолитозоны. Ос ложнения, возникающие при строительстве и эксплуатации скважин в криоли тозоне, представлены в таблице 3.1.

dp E g dz E E pб = л g0 z 2E dp dp dz dz Рис. 2.1. Механизм взаимодействия крепи скважины с оттаивающим мерзлым массивом: 1 – глина;

2 – песок;

3 – граница перемещения мерзлой зоны;

4 – первоначальная граница залегания слоев;

5 – граница протаивания мерзлого массива;

6 – граница слоев после протаивания;

7 – мерзлый массив;

8 – воронка протаивания Рис. 2.2. Механизм смятия обсадной колонны в процессе обратного промерзания:

1 – обсадная колонна;

2 – мерзлые породы;

3 – уширение стола скважины (каверна);

4 – одна из стадий периферийного образования льда;

5 – «гидравлическая бомба»;

6 – деформация смятия;

7 – ледяная перемычка в суженном пространстве ствола;

8 – трещина в теле обсадной трубы Таблица 3. Осложнения, возникающие при строительстве и эксплуатации скважин в криолитозоне Причина Характер Последствия Предупреждение осложнений осложнения 1 2 3 Протаивание Интенсивное Обрушение стенок скважины, образова- Охлажденный режим промывки кавернообразование ние полостных уширений в стволе, за- скважины (– 5С… – 8С). Примене шламление бурового раствора, прихваты, ние промывочного агента с низкой закупоривание ствола частицами прота- теплоемкостью, теплоотдачей и те явшей породы, снижение механической плопроводностью. Сокращение скорости проходки, осложнения при це- времени воздействия промывочного ментировании скважины агента на мерзлые породы. Калиб ровка ствола перед спуском колон ны с удалением растепленного кольца Просадка колонн Потеря сцепления многолетнемерзлых Промораживание приустьевой зоны.

пород с цементным кольцом из-за пере- Установка башмака колонны в ус укладки зерен оттаявшем массиве тойчивые породы. Качественное крепление Приустьевые провалы Потеря горного отпора и изгиб надземной Бурение под шахтовое направление и воронки в проса- конструкции скважины, включая фонтан- шнеком без промывки, оборудова дочных породах с ную или другую устьевую обвязку. Угро- ние устьев скважин теплоизолиро льдистостью более за деформационного излома обсадных ванными, рефрижераторными или 20% труб и открытого фонтанирования;

не- специальными шахтовыми направ возможность обслуживания устья сква- лениями жины и выполнения ремонтных работ внутри ствола Продолжение таблицы 3. 1 2 3 Появление растеплен- Аксиальные деформации металлической Применение теплоизолированных ного кольца вокруг крепи, причиной возникновения которых НКТ и заполнение межтрубных обсадной колонны является потеря продольной устойчиво- пространств низкотеплопроводны сти колонн из-за напряжений, возникаю- ми жидкостями или воздухом щих при консолидации оттаявших в прискважинной зоне мерзлых пород Просадка Нарушение соосности, разбалансировка Использование свайных фундамен фундаментов масс, потеря вертикальной устойчивости тов, песчано-гравийных насыпей, сооружений, деформация бурового обо- гидроизоляции, термозащитных по рудования крытий и прослоев Промерзание Образование ледяных Рост гидравлических сопротивлений из-за Разбуривание и пропаривание ледя пробок, вмерзание и образования наледей, парафино- и гидра- ных пробок;

удаление парафино- и прихват бурильных тоотложений при эксплуатации гидратоотложений труб, НКТ Смятие колонн при Радиальные деформации возникают при Ограничение времени простоя температуре мерзлых обратном промерзании прискважинной скважины. Заполнение скважины в пород ниже минус зоны вследствие кристаллизации жидко- интервале залегания криолитозоны 3°С сти в затрубном пространстве, осложнен- незамерзающими жидкостями, (на ном кавернозностью пример, соляром, антифризом);

опорожнение колонны на период остановки или простоя Окончание таблицы 3. 1 2 3 Некачественное Негерметичность затрубного пространст- Использование тампонажных соста цементирование ва, затрубная циркуляция, межколонные вов, затвердевающих в условиях от перетоки, грифоны, напорные переливы, рицательных температур;

полное размыв приустьевой зоны;

возможно фон- замещение в затрубном пространст танирование ве бурового раствора на тампонаж ную смесь (например, путем опорожнения ствола скважины, об ратным цементированием и т.п.) 4. Факторы, определяющие выбор термозащитного оборудования скважин в условиях криолитозон Методический подход к выбору термозащитного оборудования основан на качественном и количественном факторном анализе конкретной ситуации, действующей в прискважинной зоне мерзлых пород.

Выделяют [22] три группы факторов: геокриологические (ФГ-К), термиче ские (ФТ-М) и техногенные (ФТ-Г) (рис. 4.1). Эти факторы могут действовать спорадически, постоянно или дискретно, но именно они определяют выбор термозащитного оборудования и технологию его использования при строитель стве и эксплуатации скважин в криолитозоне.

Качественная оценка факторов влияния позволяет, как правило, уже на первой стадии методического обоснования выявить направления прогнозной опасности и сосредоточить методические усилия на этом пути, прекратив, со ответственно, методический поиск в направлении безопасного прогноза по раз витию термодинамической ситуации в окрестности скважины, предназна ченной для работы в криолитозоне.

Количественная оценка факторов влияния позволяет выполнить числен ные сравнения интенсивности развития термодинамических процессов в на правлении прогнозной опасности с целью обоснования решений по выбору термозащитного оборудования для обеспечения надежной работы конструкции скважины в криолитозоне.

4.1. Геокриологические факторы Геокриологические факторы (ФГ-К) характеризуются рядом конкретных параметров, взаимосвязь которых можно представить в виде:

(ФГ-К) = f (ПК-З;

ПТ-Ф;

ПФ-М), где ПК-З – параметр, определяющий геокриологическое строение района буро вых работ (история развития мерзлоты, генезис, динамика состояния криолито зоны, литология, толщина пропластков);

ПТ-Ф – параметр, определяющий теплофизическую характеристику крио литозоны (теплофизические свойства пород, температурный режим, границы залегания пропластков);

ПФ-М – параметр, определяющий физико-механические характеристики пород криолитозоны (прочностные свойства пород, обвалообразование, льдистость).

По приоритетности оценки эта группа факторов является первостепен ной, т.к. разработка превентивных мер по предотвращению протаивания или обратного промерзания прискважинной зоны невозможна без всестороннего представления о строении, теплофизических и физико-механических свойствах пород криолитозоны.

История развития мерзлоты • Генезис • Пк-з зоны Динамика состояния криолитозоны • гическое строение криолито Геокриоло Литология • Теплофизические свойства пород • Температурный режим криолито • род зоны зоны зические стики по Теплофи криолито характери Границы залегания криолитозоны • Т ф Геокриологические Прочностные свойства пород • Кавернозность • Фг-к = f(Пк-з;

Пт-ф;

Пф-м) ПФ-М Льдистость • ристики Физико литозоны механиче пород крио ские характе Радиус протаивания • Радиус влияния • TА Температура стенки скважины • ность скважины Термоактив Аксиальные деформации обсадных • ТТ ной зоны колонн Таяние • Эффективность тепловой изоляции прискважин Термические Фт-м = f(ТА;

ТТ;

ТК) Давление смятия • ТК Прочность смерзания • Обратное Время обратного промерзания • промерзание Нагрузка на долото • Частота вращения долота • Rб Количество буровой жидкости • Режим бурения Температура бурового раствора • Рецептура цементного раствора • Технология цементирования • Кц вания Факторы, определяющие выбор термозащитного оборудования скважин в условиях криолитозон Качество цементиро Равнопрочность крепи:

• - при таянии льда Техногенные - при обратном промерзании Оборудование для пассивной • Рис. 4.1. Факторы, определяющие выбор термозащитного оборудования скважин в условиях криолитозон Фт-г = f(Rб;

Кц;

Пн) термозащиты скважины Пн Оборудование для активной термо • скважин защиты скважины Конструкция Тип термозщитной оснастки сква • жин 4.1.1. Геокриологическое строение криолитозоны История развития мерзлоты. Новейший этап плейстоцена – голоцен (около 10 тыс. лет тому назад) – ознаменовался резким потеплением климата и быстрым – в течение тысячелетия – разрушением ледникового покрова суши, льда морей и началом деградации мерзлых толщ [53]. Темп отступления к севе ру южной границы многолетнемерзлых пород (ММП) был максимальным в Ев ропе и понижался к востоку и северо-востоку на Азиатской части континента.

Наиболее северного положения граница ММП достигла в период так называе мого голоценового климатического оптимума (от 8-8,5 до 4,5 тыс. лет тому на зад). Мощные плейстоценовые ММП на севере европейской части России [6] и Западной Сибири [7] не успели полностью протаять к концу климатического оптимума, образовав зону реликтовых мерзлых толщ. Последовавшее (4,5 тыс.

лет тому назад) верхнеголоценовое похолодание привело к новообразованию ММП. На севере произошло смыкание плейстоценовых (реликтовых) и новооб разовавшихся голоценовых мерзлых пород, а южнее сформировались двух слойные мерзлые толщи. При этом на европейском Севере верхний – современный – слой выклинивает к югу через зону островной мерзлоты и его граница проходит севернее, чем южная граница реликтовых ММП, а в Средней Сибири, наоборот, южнее [97].

Таким образом, исторически сложилось два типа мерзлоты:

– реликтовый (древний), характеризующийся медленным таянием поро вого льда в современный период под воздействием внутреннего тепла Земли (деградационный или протаивающий тип);

– современный, характеризующийся стабильным состоянием порового льда под влиянием арктического климата (аградационный или промерзающий тип).

Реликтовый тип криолитозоны залегает обычно на глубине (200…400)…(400…600) м с естественной температурой недр близкой к нулю градусов (0°С…минус 0,2°С). Как показал опыт, при протаивании этой толщи консолидационные процессы ничтожны, а отрицательная температура при об ратном промерзании вообще не восстанавливается. Это означает, что прочно стных проблем, связанных с механическим разрушением систем обсадных колонн (крепи скважины) и скважинного оборудования, в интервалах залегания реликтовых криолитозон не существует. Следовательно, реликтовый тип крио литозоны не представляет опасности с точки зрения разрушения металлической крепи скважины по геокриологическим причинам. В интервалах залегания ре ликтовых мерзлых пород возникают технологические проблемы, связанные с интенсивным кавернообразованием.

Проблемы механического разрушения крепи скважины и оборудования, находящегося в ее стволе, возникают в интервалах залегания современного (промерзающего) исторического типа криолитозон, что объясняется здесь ус ловиями промерзания (генезисом) пород и динамическим поведением криоли тозон.

Таким образом, если точка заложения скважины характеризуется релик товым типом криолитозоны – методический поиск прекращается, т.к. конст рукция скважин в этих условиях не требует ее усиления за счет термозащитного оборудования. Если точка заложения скважины приурочена к современному историческому типу криолитозоны, – методический поиск обоснования необходимости использования термозащитного оборудования следует продолжить.

Генезис. По криогенному генезису ММП подразделяются на [53]:

– сингенетические, т.е. накапливающиеся и промерзающие в геологиче ском смысле одновременно;

по составу и возрасту относятся к рыхлым четвер тичным отложениям;

– эпигенетические, т.е. промерзшие после накопления осадков;

– полигенетические, т.е. породы по характеру промерзания, имеющие двухъярусное, реже многоярусное строение.

Нижний ярус слагают эпигенетические породы, верхний – сингенети ческие.

При наличии сингенетических сформировавшихся мерзлых толщ, харак теризующихся объемом льда, превышающим объем открытой пористости, не обходимо исследовать состав и строение криолитозоны для обоснованных расчетов по выбору термозащитного и рефрижераторного оборудования для обеспечения безаварийной работы скважины. Аналогичную опасность пред ставляют также эпигенетические многолетнемерзлые породы с расширенной унаследованной и конжеляционной криогенными текстурами. К менее опасным и практически безопасным при оттаивании типам криогенных образований от носятся ММП эпигенетического типа с содержанием льда менее объема откры той пористости – это мерзлые породы несклонные к усадкам при оттаивании, характеризующиеся первичной унаследованной текстурой.

Таким образом, если точка заложения скважины приурочена к крио литозоне сингенетического типа или эпигенетического типа с расширенной унаследованной и конжеляционной криогенными структурами – методиче ский поиск обоснования применения термозащитного оборудования необ ходимо продолжить.

Если криолитозона характеризуется эпигенетическим типом криогенной текстуры с содержанием льда менее объема открытой пористости, – методиче ский поиск переводится в область проверки вероятности смятия колонн при об ратном промерзании. При положительном результате методический поиск продолжается, при отрицательном – прекращается: в этом случае конструкция скважины не требует оснащения термозащитным оборудованием.

Динамика состояния криолитозоны. В сформировавшихся мерзлых толщах, независимо от их генезиса, продолжают развиваться теплофизические и физико-механические процессы, преобразующие состав, строение и свойства пород, находящихся уже в мерзлом состоянии. Эволюция этих процессов обу словлена направлением и характером развития мерзлотного процесса (деграда ционного, стабильного или аградационного), а также тектонического режима.

Развитие сложных тектонических движений земной коры различных знаков и амплитуд предопределяет динамику развития мерзлоты.

В каждом конкретном случае динамика состояния криолитозоны инди видуальна и взаимосвязана с общим ходом геологического развития иссле дуемого района.

На этапе прогрессивного эпигенеза, когда происходит постепенное по гружение мерзлой толщи, в каждой ее точке будет прослеживаться повышение давления и температуры, и как следствие, увеличение содержания незамерзшей воды за счет подплавления льда и уменьшение количества льда в породе. Поро да при этом становится более пластичной и менее прочной в результате ослаб ления льдоцементных структурных связей. Лед может перемещаться в результате вязкопластического течения из одних участков в другие, где имеют ся пустоты, трещины, структурно-ослабленные зоны. Такое динамическое со стояние криолитозоны не представляет опасности для металлической крепи скважины и ее оснастки при строительстве и эксплуатации в криолитозоне: ме тодический поиск продолжается без учета влияния этого качественного пара метра на деформационное состояние крепи скважины.

В процессе поднятия мерзлых пород на этапе регрессивного эпигенеза наблюдается увеличение порового льда и сокращение доли незамерзшей во ды: возрастает прочность структуры, появляется хрупкость льдоцементных связей. Это обуславливает развитие трещинноватости и перераспределение порово-трещинных компонентов: незамерзшей воды, пара и льда, что приво дит, в свою очередь, к процессам иссушения, набухания, диспергации коагуляции и т.д. [32]. Именно на этапе регрессивного эпигенеза необходимо предусмотреть некоторый коэффициент ужесточения при выборе типа тер мозащитного оборудования для предотвращения разрушения металлической крепи скважины.

Литология. С точки зрения выбора термозащитного оборудования для скважин в интервалах залегания мерзлых пород важнейшей геокриологической характеристикой является их литологическое строение (зерновой состав и тип структурно-текстурной укладки зерен). Причем интерес представляют лишь горные породы осадочного комплекса, которые подразделяются на: кристалли ческие (хемо- и органогенные кристаллиты различного размера) и обломочные (грубообломочные) – размер частиц не более 2,0…0,1 мм;

мелкоземистые – су песи, суглинки – 0,1…0,01 мм;

глинистые – менее 0,01 мм [25].

Если криолитозона на точке заложения скважины представлена лито логическим комплексом осадочного типа песчаного, мелкоземистого и гли нистого составов, – методический поиск продолжается;

в отношении пород с жесткими связями (магматические, метаморфические и осадочные сцементи рованные), а также пород грубообломочных с размером частиц грубее 2 мм (дресва, гравий, галечник и т.п.) – методический поиск прекращается, т.к. эти типы литологических разностей не опасны с точки зрения усадок, консоли дации и перемещения при протаивании или обратном промерзании присква жинной зоны: их поровое пространство или ничтожно мало, или не перенасыщено льдом, а строение скелета или укладка зерен отличаются вы сокой прочностью и устойчивостью.

Толщина пропластков. Толщина пропластков, глубина и границы их залегания являются важными количественными параметрами, позволяющи ми вычислять величины аксиальных деформаций, возникающих в металли ческой крепи скважин при протаивании прискважинной зоны.

Исследованиями на Аляске (США) установлено, что при толщине двух смежных пропластков разной литологической принадлежности менее 1,5 м величины аксиальных деформаций, возникающие в обсадных колоннах при переукладке зерен оттаявших пород, практически безопасны для металличе ской крепи скважины. В то же время значения аксиальных деформаций стремительно нарастают по мере удаления от границы контакта двух смеж ных пропластков и достигают максимальных величин на расстоянии 3 м от указанных границ. На величину аксиальных деформаций оказывает влия ние, кроме того, соотношение мощностей контактирующих пропластков, а также соотношение сжимаемостей пород, зависящих от глубины залегания рассматриваемого сечения.

Для определения толщины пропластков используют метод отбора керна совместно с методами промысловой геофизики, которые позволяют выделить границы и глубину залегания пород различной литологической принадлежности.

4.1.2. Теплофизические характеристики пород криолитозоны Теплоемкость мерзлых дисперсных пород определяется количественным содержанием в них минеральной составляющей, льда и незамерзшей воды. Это объясняется тем, что удельная теплоемкость минерального скелета [17 20кДж/(кг°С)] в 2,5…5,0 раз меньше удельной теплоемкости льда и воды [50 и 100кДж/(кг°С) соответственно]. Таким образом, теплоемкость мерзлых пород тем больше, чем выше их первоначальная влажность и ниже температура про мерзания (т.е. больше содержания льда в поровом пространстве). Из этого сле дует также, что теплоемкость породы существенно уменьшается при переходе порового льда в жидкое состояние.

Теплоемкость пород определяется лабораторным способом. Однако в от ношении мерзлых и талых пород, поднятых из скважины, – это достаточно сложная операция по ряду объективных причин (например, подъем керна из скважины без нарушения температурного режима в процессе бурения, консер вация образцов для доставки в лабораторию и т.п.). Поэтому для практических расчетов, особенно на стадии проектирования, можно пользоваться табличны ми данными [25], достаточно надежными и длительно апробированными в мерзлотной практике (таблица 4.1).

Теплопроводность горных пород, как в талом, так и в мерзлом состоя нии зависит от таких факторов, как минеральный состав, плотность, влажность, температура, структура и текстура пород.

Минеральный состав пород, слагающих криолитозону весьма обширен, а теплофизические свойства минералов хорошо изучены и легко определяются в лабораторных условиях. Увеличение плотности скелета породы повышает теп лопроводность. С ростом влажности коэффициент теплопроводности талых и мерзлых пород возрастает, но разными темпами, т.к. известно, что этот показа тель зависит от количества порового льда в структуре породы. Следовательно, структура скелета, определяющая его поровую емкость, и текстура, опреде ляющая систему укладки зерен, также влияют на формирование теплопровод ных свойств горных пород. В силу тех же причин, которые изложены для предыдущего параметра, теплопроводность мерзлых и талых пород определя ется из таблицы 4.1.

Таблица 4. Обобщенные значения теплофизических характеристик талых и мерзлых пород Объ- Суммарная Коэффициент Объемная теплопроводности, Вт/(мК) емная влажность, теплоемкость масса доли еди- СV МДж/(м3К) скеле- ницы пески супеси суглинки и та, глины кг/м Т М Т М Т М СVТ СVМ 700 1,00 - - - 2,1 - 2,0 3,6 2, 1000 0,60 - - - 2,0 - 1,9 3,4 2, 1200 0,40 - - - 1,9 1,6 1,8 3,1 2, 1400 0,35 - - 1,8 1,9 1,6 1,7 3,3 2, 0,30 - - 1,8 1,8 1,4 1,6 3,0 2, 0,25 1,9 2,1 1,6 1,7 1,3 1,5 2,8 2, 0,20 1,6 1,9 1,3 1,5 1,1 1,2 2,5 1, 0,15 1,4 1,6 1,1 1,3 0,9 1,0 2,2 1, 0,10 1,1 1,3 0,9 1,0 0,7 0,8 1,9 1, 0,05 0,8 0,8 0,6 0,7 0,5 0,5 1,6 1, 1600 0,30 - - 1,9 2,0 1,7 1,8 3,5 2, 0,25 2,5 2,7 1,8 1,9 1,5 1,7 3,1 2, 0,20 2,1 2,4 1,6 1,7 1,3 1,5 2,8 2, 0,15 1,8 2,0 1,4 1,6 1,1 1,2 2,5 2, 0,10 1,4 1,6 1,2 1,3 0,9 0,9 2,2 1, 0,05 1,0 1,1 0,8 0,9 0,6 0,6 1,8 1, 1800 0,20 2,7 2,8 1,9 2,0 1,6 1,8 3,2 2, 0,15 2,3 2,7 1,9 1,8 1,4 1,6 2,8 2, 0,10 2,0 2,2 1,4 1,6 1,0 1,2 2,4 2, 0,05 1,4 1,5 1,0 1,0 0,7 0,8 2,0 1, 2000 0,10 2,7 2,9 1,7 1,9 1,3 1,4 2,9 2, 0,05 2,1 - - - - - 2,3 2, Температуропроводность мерзлых пород, особенно песчаных, при вы сокой влажности в большинстве случаев выше, чем температуропроводность этих же пород в талом состоянии. Коэффициент температуропроводности мерзлых пород находится во взаимосвязи с пористостью породы, степенью во донасыщенности и температурой. Коэффициент температуропроводности мерзлых суглинков при степени влагонасыщеннсти q = 0,6 возрастает с увели чением пористости породы mo = 0,35…0,48, впоследствии почти не изменяясь.

При степени влагонасыщенности q = 0,9 коэффициент температуропроводности от пористости почти не зависит [42]. Это объясняется ролью льда, который при достаточно низкой температуре промораживания начинает играть превали рующую роль в структуре породы, проявляя температуропроводные свойства.

Влияние температуры на температуропроводность мерзлых пород прояв ляется в непрогнозируемых формах, т.к. в значительной степени параметр зави сит комплексно от поровой среды, влагонасыщенности и температуры. Это означает, что как лабораторные определения, так и табличные (табл. 3.1) значе ния могут оказаться в значительной степени ориентировочными. В этих усло виях рекомендуется пользоваться расчетной величиной:

а=, СV где – коэффициент теплопроводности (мерзлой) талой породы, Вт/(м°С);

СV – объемная теплоемкость мерзлой (талой) породы, Дж/(кг°С).

Температурный режим криолитозоны. Истинная температура мерзлых пород и характер распределения температуры по глубине залегания криолито зоны определяются многократными измерениями в длительно простаивающих скважинах. Такие измерения выполняются обычно в специальных термометри ческих скважинах, оборудованных специальными термометрическими датчи ками. Стационарный комплект термодатчиков включает термисторный кабель круглого или плоского сечения, который спускается в скважину или крепится на стенке обсадных колонн. На поверхности кабель присоединяется к термо метрической станции, которая в автоматическом режиме в любой заданный момент времени регистрирует показания термисторов и преобразует их в пока затель температуры, значения которой выводятся на управляющий компьютер.

Методика этих измерений и практическое ее применение подробно изложены в работе [18].

Температурный режим криолитозоны считается установленным, если из меренные значения температур не отличаются между собой на точке измерения в течение последних 3-х месяцев более, чем на величину систематической ошибки термоизмерительного комплекта.

Параметр количественный. Служит исходными данными термодинамиче ских расчетов, а также основой для выделения нулевых изотерм по глубине за легания криолитозоны.

Граница залегания криолитозоны. Важнейший количественный пара метр, характеризующий строение криолитозоны (однослойная, двухслойная, многослойная и т.п.).

В основу определения границ залегания криолитозоны положен анализ ее температурного режима. Сечения, в которых зафиксирован переход темпе ратур через нулевое значение из положительной области в отрицательную, или наоборот, являются границами разделения талых пропластков от криоли тозоны (или наоборот).

Точность выделения границ залегания криолитозоны должна быть высо кой (1…2 м), поэтому для их фиксирования используют также метод отбора керна совместно с методами электрометрии. Метод электрометрии основан на принципе изменения электрической проводимости при переходе их в мерзлое состояние. Для этого исследуют кажущееся сопротивление КС, спонтанную по ляризацию ПЗ и проводят боковое каротажное зондирование БКЗ, каротажи – индукционный ИК, боковой БК, микробоковой МБК и гамма-каротаж ГК [18].

Интерпретация этих данных является дополнительным обоснованием границ перехода криолитозоны в талый пропласток (или наоборот).

Температура фазовых переходов поровой влаги. Под фазовым пере ходом понимают превращение поровой влаги из одного состояния в другое:

воды – в лед (промерзание) или льда – в воду (таяние).

Фазовые переходы свободной дистиллированной воды, как известно, про текают при 0С. Однако фактор давления, наличие в воде минеральных солей и разнообразие форм ее существования (связанная, капиллярная, углов пор и т.п.) снижают температурный порог фазовых превращений. При этом наблюдается гистерезисный характер в интервале фазового перехода: температура кристалли зации (промерзания) несколько ниже температуры рекристаллизации (таяния).

Все эти факторы действуют в условиях недр: с увеличением глубины за легания возрастает давление, пластовая вода насыщена в разной степени мине ральными солями, вмещающий коллектор имеет разветвленную систему пор различного поперечного сечения, что приводит к разнообразным формам суще ствования поровой влаги.

Температура фазовых переходов определяется по следующей формуле:

(z + 38) К, Тф = где z – глубина рассматриваемого сечения, м;

К – коэффициент, зависящий от литологической принадлежности породы.

Поправочный коэффициент, К Порода Таяние Промерзание Пески 19,307 37, Суглинки 29,765 47, Глины 38,925 60, Более точные расчеты прогноза температур фазовых переходов поровой влаги в породах различного литологического состава можно рассчитать по сле дующим феноменологическим зависимостям:

кристаллизация (промерзание), 0°С галечник: 8,143 Н ;

Т К = - песок: Т К = 10 (42,730Н + 988,270) ;

- супесь: Т К = 10 (46,094Н + 939,063) ;

- суглинок: Т К = -10 (47,832Н + 1821,544) ;

- глина: Т К = -10 (56,533Н + 2956,623).

рекристаллизация (таяние), 0°С - галечник: 7,530 Н ;

Т Т = - песок: Т Т = -10 (19,195Н + 839,791) ;

- супесь: Т Т = 10 (24,000Н + 960,000) ;

- суглинок: Т Т = -10 (27,825Н + 1451,365) ;

- глина: Т Т = 10 (33,269Н + 2363,544).

Определив значение ТФ = ТК при превращении влаги в лед (т.е. при про мерзании) и ТФ = ТТ при превращении льда в воду (т.е. при протаивании), про изводят сравнение полученных значений ТК и ТТ температуры ТК-З в криолитозоне на заданной глубине. При ТК-ЗТТ (т.е температура криолитозоны ниже прогнозной температуры таяния) – интервал представлен мерзлыми поро дами;

при ТК-ЗТТ – поровая влага находится в жидком состоянии и породы в этих интервалах относят к категории талых.

При условии ТК-З=ТТ (т.е. температура криолитозоны совпадает по значению с прогнозной температурой таяния) поровая влага находится в условиях неустой чивого равновесия и состояние пород следует оценить как пограничное.

Затем сравнивается график естественного распределения температуры ТК-З с графиком прогнозной температуры промерзания или кристаллизации ТК.

В интервалах, где ТК-ЗТК (т.е. температура криолитозоны ниже темпера туры кристаллизации поровой влаги) породы относят к категории промерзаю щих при повторных циклах восстановления естественного температурного режима криолитозоны (так называемое «обратное промерзание»).

В интервалах, где ТК-ЗТК – породы относят к категории непромерзающих при повторных циклах обратного промерзания.

В интервалах, где ТК-З=ТТ – состояние пород оценивают как пограничное.

4.1.3. Физико-механические характеристики пород криолитозоны Прочностные свойства мерзлых и талых пород. Механические свойства мерзлых и талых пород могут быть востребованы для оценки консолидационных процессов, связанных с перемещениями и переукладкой минеральной массы мерз лых пород при оттаивании или обратном промерзании в прискважинной зоне.

Прочностные свойства мерзлых и талых пород являются достаточно не стабильными и определяются по известным методикам в специализированных лабораториях и в условиях, приближенных к условиям горного залегания в криолитозоне. Предметом изучения является керн, извлеченный из скважины «сухим» методом и законсервированный по специальной методике.

Оценку прочностных свойств мерзлых пород производят по предельно дли тельной прочности, характеризующейся сопротивлением, при котором деформации имеют затухающий характер и не переходят еще в платично-вязкое течение. В слу чае, если таких исследований выполнить не удается, обращаются к обобщенным табличным материалам и специальным расчетным соотношениям.

Так, длительную прочность мерзлых пород при одноосном сжатии можно принять из таблицы 4.2, построенной на основе расчетной методики Н.А. Цытовича [100], предложенной им в результате аналитического обобще ния многочисленных экспериментальных исследований, проведенных на на турных образцах в специализированной мерзлотной лаборатории.

Из механики горных пород известна зависимость:

СЖ СД ИЗГ Р, при этом для мерзлых пород величины этих значений можно получить из соотношений:

СД= (0,5…0,6) СЖ при ошибке 9,0% ИЗГ= (0,6…0,7)СЖ при ошибке 7,6% Р= (0,6…0,7)СЖ при ошибке 16,0% а также определить Е= (120…160) СЖ при ошибке 14,0% ЕДИН=(300…430) СЖ при ошибке 18,0% где СЖ, СД, ИЗГ и Р – прочность мерзлых пород при сжатии, сдвиге, изгибе и растяжении;

Е, ЕДИН – модуль упругости и динамический модуль упругости.

Кавернозность. Как отмечалось, наличие каверн провоцирует возникно вение радиальных деформаций обсадных колонн при обратном промерзании прискважинной зоны. Величина этой деформации зависит от параметра L·W, где переменной величиной является масса воды W, превращающейся в лед.

Иначе говоря, вероятность смятия тем выше, чем больше размеры каверны, т.к.

абсолютное значение объема образовавшегося льда пропорционально объему жидкой фазы.

Кавернозность определяет степень нарушенности ствола скважины по срав нению с номинальным и характеризуется коэффициентом кавернообразования.

Скважина считается качественно построенной в интервале залегания ММП, если в результате применения выбранной конструкции и технологии строительства обеспечивается коэффициент кавернообразования ствола ККАВ1,3 (по объему) [55], [79]. Таким образом, коэффициент кавернозности является контролирующим параметром для обеспечения номинальности ствола и исходным – для прогноза вероятности смятия обсадных колонн и термоза щитного оборудования при обратном промерзании.

Фактический коэффициент кавернозности определяется по усовершенст вованной методике Быкова - Лопатина, которая изложена в [18]. Расчетная формула имеет вид:

[ ] i ( D + D ном ) F iк iк 1+ КК =, D ном L где Fi К= F1+F2+…+Fi.

Таблица 4. Длительная прочность мерзлых пород при одноосном сжатии (интерполировано по Н.А. Цытовичу) Температура, °С Порода Суммарная влажность, -0,5 -1,5 -2,0 -2,5 -3,0 -4,0 -6,0 -8,0 -10,0 -12,0 -16,0 -20, WC,% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Щебень с - 5, 3,68 6,86 7,62 8,29 9,50 11,52 13,23 14,73 16,09 18,50 20, суглинистым 5,74 9,98 10,99 11,89 13,50 16,20 18,47 20,47 22,28 25,50 28, 8, заполнителем Галечник с - 6, 3,54 7,07 7,91 8,66 10,00 12,25 14,14 15,81 17,32 20,00 22, песчаным за- 5,05 9,99 11,17 12,22 14,10 17,25 19,90 22,23 24,34 28,10 31, 8, полнителем Песок 17…23 4, 2,47 4,95 5,53 6,06 7,00 8,57 9,90 11,07 12,12 14,00 15, 4,34 8,59 9,59 10,49 12,10 14,80 17,07 19,07 20,86 24,10 26, 7, Супесь 20…25 3, 1,77 3,53 3,59 4,33 5,00 6,12 7,07 7,91 8,66 10,00 11, 3,38 6,56 7,32 7,99 9,20 11,22 12,93 14,43 15,79 18,20 20, 5, Суглинок 30…35 2, 1,61 3,03 3,36 3,66 4,20 5,10 5,86 6,52 7,13 8,20 9, 3,12 5,24 5,74 6,20 7,00 8,35 9,49 10,49 11,39 13,00 14, 4, Глина 25…35 2, 1,91 3,33 3,66 3,96 4,5 5,40 6,16 6,82 7,43 8,50 9, 7,86 14,23 15,73 17,09 19,50 23,54 26,96 29,96 32,68 37,50 41, 12, Примечание: В числителе и знаменателе – соответственно нижний и верхний пределы расчетного значения Анализ результатов вычислений по этой методике показал, что ошибка в определении коэффициента обвалообразования не превышает 3% в сравнении со значениями, вычисленными геометрическим способом.

Льдистость. Льдистость характеризует количество льда в структуре мерзлой породы за счет ледяных включений. Чаще всего пользуются понятием суммарной относительной льдистости, характеризующей отношение массы льда mЛ к массе всей воды mВ:

1 WН m ЛО= Л =, mВ WС где WH – количество влаги за счет незамерзшей воды;

WC – суммарное количество влаги.

Относительная льдистость выражается в долях единицы.

В ГОСТ 25100-95 «Грунты. Классификация» выделяется пять градаций (четыре разновидности грунта и один тип – лёд) грунтов по льдистости включений:

– слабольдистые – Л 0,2 (20%);

– льдистые 0,2 (20%) Л 0,4 (40%);

– сильнольдистые 0,4 (40%) Л 0,6 (60%);

– очень сильнольдистые 0,6 (60%) Л 0,9 (60%);

– лед Л 0,9 (90%).

Строение криолитозоны с оценкой льдистости пород по результатам ис следования скважин газовых месторождений севера, Тюменской области пред ставлены на рис. 4.2.

Для выбора термозащитного оборудования пороговым критерием льди стости является ее содержание, равное Л = 0,2. Обширным опытом установле но, что при льдистости Л0,2 объем льда не превышает объема пор породы.

Это означает, что зерна скелета породы контактируют друг с другом, образуя несущую конструкцию. Протаивание порового льда в этом случае не нарушает контактной прочности скелета: порода не изменяет объем и относится к кате гории непросадочных, имеет малую сжимаемость и полутвердую консистен цию. При льдистости Л0,2 объем льда в породе начинает, как правило, превышать объем порового пространства. Это означает, что несущая способ ность скелета породы обеспечивается минеральными частицами лишь частич но, остальные контактные связи обеспечивает поровый лед, выполняя роль цементирующего вещества. Причем, чем больше показатель льдистости, тем выше доля льдоцементных связей. При этом зерна скелета все менее и менее выполняют роль опорно-несущих элементов, пространственно удаляясь друг от друга. Протаивание порового льда в этом случае приводит к изменению объема породы, разрушению укладки ее зерен, их уплотнению и оттоку отта явшей воды. Такие породы относят к категории усадочных и учитывают при выборе термозащитного оборудования.

Таким образом, при льдистости Л0,2 конструкция скважины не требует термозащитного оборудования и может быть сооружена по традиционным тех нологиям. При льдистости Л0,2 вероятность осадки оттаявших пород весьма высокая, особенно в приустьевой зоне. В этих условиях необходимо уточнить степень осадки пород для приема решения об оснащении конструкции скважи ны термозащитным оборудованием, компоновка которого выбирается с учетом рассматриваемых в настоящей работе факторов.

Теоретически значение льдистости в мерзлых породах предлагается рас считывать по формуле:

Л мп = Лф 1 + (К max 1)K W c, (4.1) где Лф – величина льдистости исследованных пород при минимальном значении влажности для заданного литологического типа с учетом снижения температуры фазовых переходов в условиях горного залегания и структурно текстурных особенностей строения;

– поправочный коэффициент при переходе к значениям льдис Кmax тости при максимальной влажности пород заданного литологического типа;

– коэффициент, учитывающий пропорциональность КW c распределения льдистости в зависимости от влагосодержания.

Величина льдистости Лф определяется для минимальных значений влаж ности исследованных типов горных пород по формулам:

Л Ф = 0,0024Т К 2 + 0,0612Т к 0,0139 ;

Мелкоземы ( WC = 17% ):

глины ( WC = 45% ): Л Ф = 0,0062Т к 0,1092Т к 0,0412 ;

3 пески ( WC = 5...14% ) Л Ф = 0,002Т к 0,0133Т к 0,0405Т к + 0,09279, где ТК=ТМ –ТФ.

Рис. 4.2. Строение криолитозоны с оценкой льдистости пород по результатам исследования скважин газовых месторождений Севера Тюменской области: 1 – ММП с льдистостью Л 1,8%;

2 – таломерзлые породы с льдистостью Л = 0,3–1,8%;

3 – талые и охлажденные породы с Л0,3%;

4 – слабольдистые ММП с Л=9,2-15%;

5 – льдистые, сильнольдистые ММП с Л = 30-40%;

6 – высокольдистые ММП с Л = 46-56%;

7 – ледогрунт с Л=56-65%;

8 – ледогрунт, лед с Л=65%;

9 – подошва залегания ММП Поправочный коэффициент Кmax для перехода к значениям льдистости при максимальной влажности определяется для рассматриваемого литологиче ского типа пород при фиксированных температурах Тм:

Л maх, К max = Л min где Лmax, Лmin – значения льдистости, определенные экспериментально для по род с максимальной и минимальной влажностью.

По полученным данным строится зависимость Кmax= f(Тм):

0, мелкоземов: ;

К max = 14,622Т м К max = 0,019Т м 2 + 0,3291Т м + 3,2623 ;

глин:

пески: К max = 0.

Коэффициент К WC учитывает пропорциональность распределения отно сительной льдистости в зависимости от влагосодержания породы WC и опреде ляется для i-го значения влагосодержания в мерзлых породах из соотношения:

Л мпi, К Wс = Л мпi= где Лмпi – показатель относительной льдистости при i-м значении влагосодержания в мерзлых породах;

Лмпi=1 – то же при i=1;

i – номер ряда распределения льдистости при фиксированной температуре.

Полученные результаты для разных литологических типов пород пред ставляют собой зависимости К Wс = f (Wc ) и имеют вид:

мелкоземы: К W = 0,0015Wc + 0,1284Wc 1,7474 ;

c глины: К W = 0,0223Wc 1,0013 ;

c пески: КW = 0.

c Относительная ошибка расчетных результатов по сравнению с лабора торными значениями составляет для песков и глин 0…5%, для мелкоземов – 16,7%, что вполне удовлетворительно для практических расчетов. Последова тельность методического построения представлена на рис.4.3 – 4.6.

Тм Wc = 17% Wc = 23% Wc = 30% Wc = 45% мелкоземы Лмп Лмп Лмп Лмп -0,3 0,01 0,01 0,19 -0,6 0,02 0,1 0,31 0, -1,2 0,03 0,22 0,43 0, -2 0,12 0,34 0,53 0, -4,6 0,22 0,45 0,56 0, -10,2 0,37 0,53 0,6 0, Лmin расчет 0, 0, 0, 0, 0, 0, Рис. 4.3. Зависимость относительной льдистости от температуры мерзлых пород -0, Кmax=14,622Тм R =0, Коэффициент, Кmax Кmax Тм Кmax эксперимент расчет -0,6 27,5 23,3 -1,2 11,43 12,4 -5 -4,5 -4 -3,5 -3 -2,5 -2 -1,5 -1 -0,5 -2 6,91 7,7 Температура, Тм, град.

-4,6 3,18 3, -10,2 2,08 1, Ряд1 Степенной (Ряд1) Рис. 4.4. Зависимость поправочного коэффициента от температуры мерзлых пород Кwc Wc,% экс.

17 23 0, 25 0, 30 0, 38 0, 45 Kwc расчет 0, 0, 0, 0, Рис.4.5. Коэффициент распределения льдистости в зависимости от суммарной влажности Тм Wс=17% Лмп мелкоземы -0,3 0, -0,6 0, -1,2 0, -2 0, -4,6 0, -10,2 0, -0,12 -0,42 0, -1,02 0, -1,82 0, -4,42 0, -10,02 0, Тф Лф Рис. 4.6. Потеря льдистости в зависимости от температуры фазовых переходов 4.2. Термические факторы Термические факторы (ФТ-М) позволяют осуществить прогноз термоди намического состояния системы «конструкция скважины – мерзлый массив»:

(ФТ-М) = f (ТА, ТТ, ТК), где ТА – параметр, определяющий термоактивность скважины (радиус протаи вания, радиус влияния, теплообмен в системе «конструкция скважины – мерз лый массив»);

ТТ – параметр, определяющий прогнозные оценки величин аксиальных нагрузок, возникающих в крепи при протаивании прискважинной зоны, а также расчет потребной эффективности тепловой изоляции скважины (продольные деформации, эффективность тепловой изоляции).

ТК – параметр, определяющий радиальные нагрузки, возникающие при кристаллизации поровой влаги прискважинной зоны (давление промерзания, время кристаллизации, прочность смерзания).

4.2.1. Термоактивность скважины Радиус протаивания. Радиусом протаивания называется цилиндрическая координата раздела мерзлой и талой зон. В результате физического моделиро вания на лабораторном стенде с учетом исследований И.М. Кутасова [25] полу чено выражение для расчета радиуса протаивания:

RПР= Rс (1+ * Fо0,43), (4.2) где Rс – радиус скважины, м;

* – скорректированный коэффициент, учитывающий влияние влагосодержания мерзлых пород на динамику их протаивания:

71,8)2 Ко(1,4 0,5Кв ) (Wп 0,55 + exp 2,5 10 * =, 1 0,922 + 0, массовая влажность породы, кг/м3;

где Wп – Ко – критерий Коссовича L Wп, Ко = Cм Т ст L – теплота фазового перехода, Дж/кг;

См – теплоемкость мерзлой породы, Дж/(кг°С);

Тст – температура стенки скважины, °С;

Кв – критерий Ковнера Kв = т, м т, м – коэффициент теплопроводности талых, мерзлых пород, Вт/(м°С);

– безразмерная температура Тп =, Т ст Тп – температура пород, °С;

Fо – критерий Фурье а Fо = т, Rc – коэффициент температуропроводности талых пород, м2/с;

ат – время воздействия.

Радиус влияния. В процессе бурения по стволу скважины длительное время циркулирует буровой раствор, который влияет на тепловое поле вокруг скважины вследствие разности температур между породами, вскрываемых скважиной, и промывочной жидкостью. Диаметр зоны нарушения термическо го режима зависит от диаметра скважины, зоны проникновения промывочного раствора в проницаемые пласты, интенсивности и длительности промывки скважины, температуры и физических свойств пород и т.д.

Теоретически при циркуляции глинистого раствора температура пород должна изменяться на бесконечно большом расстоянии. Однако практически в пласте всегда можно выделить границу, за пределами которой пласт сохраняет свою естественную температуру.

Расстояние от скважины до точек, где сохраняется естественная темпера тура пород, называют радиусом теплового влияния скважины.

В работе [25] приводится выражение для расчета радиуса теплового влияния, полученное по результатам физического моделирования на криоген ном лабораторном стенде и апробированное при бурении экспериментальной скважины 100-Возей [18]:

Т Тм R вл = 6,59 cт а, (4.3) Wс Л суммарная влажность породы, кг/м3;

где Wс – ТМ – температура мерзлых пород, °С;

Л – льдистость породы, доли единицы.

Температура стенки скважины. Для расчетов теплообменных процес сов в системе «скважина – мерзлый массив» важным параметром является зна чение текущей температуры стенки скважины ТСТ на контакте с мерзлым массивом. При этом механизм циркуляции теплоносителя – бурового раствора, добываемой или нагнетаемой жидкости, существенно различен.

В процессе бурения скважины буровой раствор поступает на ее забой по внутреннему каналу бурильных труб в виде нисходящего потока и поднимается к устью по кольцевому затрубному пространству в виде восходящего потока.

При этом возникают два случая:

1) до спуска обсадной колонны восходящий поток бурового раствора на ходится в непосредственном контакте с мерзлыми породами на стенках сква жины, омывая их: тепловой поток формируется на границе контакта внешней поверхности восходящего потока со стенкой скважины и поступает в присква жинную зону по закону конвективного теплообмена;

2) после спуска обсадной колонны (или системы колонн) – восходящий поток бурового раствора находится в контакте с внутренней стенкой обсадной колонны: тепловой поток формируется на границе контакта потока со стенкой колонны и поступает в прискважинную зону по законам конвективно кондуктивного теплопереноса.

В процессе извлечения добываемого флюида восходящий поток является центральным в системе концентрических труб конструкции скважины, меж трубные пространства которой могут быть заполнены газом (воздухом), жидко стью или твердым веществом (цементный камень). Тепловой поток, формирующийся на стенке омываемой трубы, поступает в прискважинную зону по законам конвективно-кондуктивной передачи.

При нагнетании жидкости теплопередача теплового потока в присква жинную зону осуществляется так же, как и в предыдущем случае, но формиро вание теплового потока происходит при нисходящем потоке нагнетаемого флюида.

Определение температуры на стенке бурящейся скважины. Темпера тура на стенке бурящейся скважины:

Q ПЗ + t, =t T CT 1( H ) ( Д d )( Н З z ) 2 БТ БТ Д где t1(Н) – температура бурового раствора на входе в долото, °С;

GC Р t1(н) = t вх + t, L БК 1d БТ ( ВН ) GC р З tВХ – температура бурового раствора на входе в скважину, °С;

расход бурового раствора, м3/ч;

G – Ср – теплоемкость бурового раствора, Дж/(кг°С);

LБК – длина бурильной колонны, м;

коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2°С);

1 – d БТ(ВН) – внутренний диаметр бурильных труб, м;

QПЗ – тепловой поток на прогрев прискважинной зоны:

[ ] ( ) Q ПЗ = GC Р (t ВХ t ВЫХ ) - М R С П С П t 1( Н ) Т М Л L Л, tВЫХ – температура бурового раствора на выходе из скважины, °С;

м – механическая скорость бурения, м/с;

плотность породы, кг/м3;

П – Сп – теплоемкость породы, Дж/(кг°С);

плотность льда, кг/м3;

Л – Л – доля льда;

коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2°С);

2 – ДД – диаметр долота, м;

dБТ – диаметр бурильных труб, м;

НС – глубина скважины, м;

z – текущая координата глубины, м;

t З – прирост температуры на забое скважины за счет работы долота.

5 1 0,5, t з = 6, 9 10 (G C р ) Д д n д ( Р д + 0,115 Д д ) nД – частота вращения долота, об/мин;

РД – осевая нагрузка на долото, Н.

Для практических расчетов можно рекомендовать формулы, позволяю щие непосредственно определить значения коэффициентов теплоотдачи в цир куляционной системе скважины:

– ламинарное течение:

круглая труба 1 0, Pe d вн 3 µ Nu = 0.95 3, µ x кольцевое пространство 1 0, 1 Pe (D d ) 3 µ нар c 3 ;

Nu = 0. µ 2x – турбулентное течение:

круглая труба 0, µ Nu = 0.023 Re 0.8 Pr 0.4 2, µ d 1 вн где Nu = ;

Re = d вн / ;

Pr = c /, кольцевое пространство 0, µ ) 0,18 Re 0.8 Pr 0.4 2 ;

Nu = 0.017(D / d µ c нар – при продувке скважины сжатым воздухом:

V 0,, 1 = 8. d1, вн V 0,.

2 = 8, 0, D + d D d c нар c нар Определение температуры на стенке скважины в процессе ее экс плуатации. Температура стенки эксплуатационной скважины определяется из выражения [45]:

ql Т СТ = Т Ж, kl температура восходящего нефтяного потока, °С;

где ТЖ – Т Ж = Т ПЛ Т, пластовая температура, °С;

ТПЛ – Т ПЛ = Гh А + 44,7, геотермический градиент, °С/м;

Г – hA – глубина точки исследования в абсолютных отметках, м;

T – отклонение температуры нефтяного потока от пластовой на заданной глубине:

1 e nz Т = Гz1, nz 2 H n= ;

r 1000QC ln ВН rНАР Н – коэффициент теплопроводности нефти, Вт/(м°С);

дебит скважины, м3/сут;

Q – rВН – внутренний радиус обсадных труб, м;

rНАР – наружный радиус насосно-компрессорных труб, м;

ql – величина теплового потока, Вт:

C V Т ql = н н, z Сн – удельная теплоемкость нефти, Дж/(кг°С);

плотность нефти, кг/м3;

Н – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2°С):

k1 –, kl = d 1 ln + нкт d1 2 эф d где d1, – диаметры НКТ внутренний и наружный d2 соответственно, м;

– эффективный коэффициент теплопро эф водности конструкции скважины, Вт/(м°С);

коэффициент теплоотдачи во внутрен нкт – нем канале насосно компрессорных труб, Вт/(м °С).

4.2.2. Таяние прискважинной зоны Аксиальные деформации обсадных колонн. При таянии порового льда снижается общая несущая способность породы, а в тех случаях, когда разру шаются льдоцементные связи, несущую способность теряет и скелет. Все это приводит к возникновению деформационных процессов и к перестройке струк туры прискважинной зоны под воздействием сил горного давления. Эти силы вызывают аксиальные напряжения в перекрывающей колонне: осевое сжатие – в интервалах залегания глинистых пород;

осевое растяжение – в интервалах за легания песчаных пород. Эти закономерности были установлены американски ми исследователями в ходе промыслового эксперимента на месторождении Прадхо-Бей [31].


Прочность обсадной колонны выбирается из условия надежности конст рукции скважины:

[ок ] 1, = ор(ос) [ок ] где – допустимая осевая деформация для обсадной колонны:

[ ОК ] = Т, Е ор(с) – общая аксиальная деформация:

ор(с) = в + т + пр(пс), в – деформация обсадных труб под действием собственной массы:

[q(l z) + жlFвн цlFн ], в = ЕFс где q – масса 1 п.м. труб, кг;

т – деформация обсадных труб от термических напря жений:

(+) – удлинение (растяжение), (–) – укорочение (сжатие):

т = ±(Т м Тст ), пр(пс) – прогнозная деформация растяжения (сжатия):

ПР = Р (R, H )K РМ К РОМ К РС, ПС = СЖ (R, H )K СМ К СОМ К СС, – коэффициент корреляции при растяжении и сжатии в Крм, Ксм зависимости от мощности пропластка;

– коэффициент корреляции при растяжении и сжатии в Ксом, Кром зависимости от отношения мощностей;

Ксс, Крс – коэффициент корреляции при сжатии и растяжении в зависимости от сжимаемости пород.

Графики для определения коэффициентов представлены на рис. 4.7.

При 1 надежность конструкции скважины является оптимальной и вы полненной с запасом.

При 1 надежность конструкции скважины является не обеспеченной, что недопустимо.

Рис. 4.7. Осевые деформации обсадных колонн при растеплении мерзлых пород: шифр кривых: а, г, д – мощности слоев;

б, в – отношение мощностей;

е, ж – отношение сжимаемости Эффективность тепловой изоляции определяется по формуле ln(R O + ИЗ ) ln R ВН ( НКТ ) Т СТ Т М Т, Э = Т ВН ( НКТ ) Т СТ ln R Д ln R C где Т – температура на внутренний стенке НКТ, °С;

вн(нкт) – внешний радиус обсадной колонны, м;

Rо – толщина изоляционного слоя, м;

из – внутренний радиус НКТ, м;

Rвн(нкт) – допустимый радиус протаивания, м:

Rд - при сжатии:

[ 0 ] cж R Д (сж) = + 1,748 ;

6,042 10 - 4 Н ехр(0,666 + 6 10 5 Н) - при растяжении:

[ 0 ] р R Д (р) = + 1,256.

5,687 10 - 4 Н ехр(0,596 + 6 10 5 Н) 4.2.3. Обратное промерзание Давление промерзания. Для обеспечения безопасной работы термоза щитного оборудования важным методическим шагом является прогнозный рас чет вероятного давления смятия металлической крепи скважины при обратном промерзании.

В общем виде, исходя из результатов американских исследователей [31], выражение для определения величины давления смятия имеет вид [18]:

Рсм = Р расч, где РРАСЧ – расчетное давление смятия в условиях упругого поведения мерзлого массива, МПа:

Rc 0,09 л (1 ) Rк, расч = б + R 1 (1 к ) + G м К сж R вл где Pб – боковое горное давление, МПа:

Рб = м м Н с, м – коэффициент бокового распора в мерзлом массиве:

м м =, 1 м м – коэффициент Пуассона для мерзлых пород;

эффективная плотность мерзлых пород, кг/м3;

м – – глубина скважины, м;

Нс – доля льда;

л – радиус скважины, м;

Rc – радиус каверны, м;

Rк Gм – модуль сдвига:

Ем Gм =, 2(1 + м ) Ем – модуль упругости мерзлых пород, МПа;

– модуль сжимаемости пород:

Ксж 1 mo m + o ) 1, К сж = ( 1 fм fж – коэффициент пористости;

mo f м, f ж – коэффициент сжимаемости мерзлых пород, жидкости;

Rвл – радиус влияния, м;

– коэффициент нарастания давления во времени, учитываю щий релаксационные процессы в мерзлом массиве при обратном промерзании:

= А [(1 А) + В]С ВС, К Ро К Р где А= о ;

В= ;

С=, ов К 1 1 К 1Р РАСЧ Р РАСЧ Ро – гидростатическое давление столба жидкости в рассматривае мом сечении, МПа;

К1, К2 – эмпирические коэффициенты;

, ов – текущее время, время обратного промерзания, час.

Время обратного промерзания. Процессы строительства и эксплуатации скважин дискретны, т.е. сопровождаются остановками скважины: при бурении это могут быть спуско-подъёмные операции, ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ), при добыче – ремонтные работы или консервация скважины. В прота явшей прискважинной зоне под действием естественной температуры пород начинается обратное промерзание. Тепловая расчетная схема задачи представ лена на рис. 4.8. Рассматриваем установку как промерзание бесконечного поло го цилиндра, полагая, что R с R R вл (область талой зоны песка), R пр R (мерзлая зона), причем RВЛ l и Тм ТФ Тст. График изменения температуры от времени обратного промерзания представлен на рис. 4.9. Здесь выделяются три временных периода: время охлаждения прискважинной зоны от достигнутой температуры ТСТ до температуры фазового перехода (кристаллизации) ТФ;

вре мя фазового перехода Ф при температуре ТФ=const;

время восстановления В температуры прискважинной зоны от значения ТФ до любого значения ТВ, как угодно близкого к значению естественной температуры мерзлого массива ТМ Тогда уравнение теплового баланса для данной системы примет вид:

[С (R вл R c2 )l + л WC (R вл R c2 )l ]T = 2 11 (4.4) эф (T Tм )2R вл l, = R вл R пр где С1, – удельная теплоемкость песка, воды, Дж/(кг°С);

С плотность скелета горной породы, кг/м3;

1 – – длина объекта, м;

l л – доля замерзшего льда, %;

ЭФ – эффективный коэффициент теплопроводности на участке Rc R Rвл, Вт/(м°С);

– приращение текущего времени.

Для песков, глин и суглинков доля замерзшего льда характеризует собой, по существу, параметр относительной льдистости л = Л от и может быть опре делена из выражения (4.1):

[ ] л = Л 1 + (К мах 1)K w ф c Методика расчета и физический смысл, используемых в соотношении (4.1) параметров, подробно изложен в п. 4.1.3. Представим выражение (4.4) в виде:

(r3 + r1 )(r3 r1 ) (С11 + Л WС 2 1 ) T = (T TМ ) ;

(4.5) 2r3 эф Рис. 4.8. К определению времени обратного промерзания Рис. 4.9. График зависимости температуры от времени обратного промерзания Принимаем, что (С11 + Л WС 2 1 ) (r3 + r1 )(r3 r1 ) ;

4.6) == 2r3 эф 1 dT (4.7) = (T TМ );

d Интегрируя (4.6), получаем:

. (4.8) T = TМ + Cе Постоянную интегрирования определяем из начального условия при = 0, Т(0) = Т СТ = Т М + С, тогда С= Т СТ Т М ;

Подставляя значение С в выражение (6), получим:

(4.9).

Т = Т М + (Т СТ Т М )е Время охлаждения = прискважинной зоны определим из условия (4.8), учитывая, что Т = Т ф :

. (4.10) = Т М + (Т СТ Т М )е Т ф Тогда, исключая из (4.10), находим время охлаждения прискважин ной зоны:

1 TСТ TМ =. (14.11) ln T ТМ ф Определяем время фазового перехода (кристаллизации) ф при Т = Т ф.

Промерзание поровой влаги происходит на участке талой зоны r1 r r между областью протаивания и границей, ограниченной радиусом влияния, за счет исходящего теплового потока из указанной области в область мерзлого массива ( r1 r2 ), эф л WL1(r2 r12 ) l = (Tф Tм )2 r2 l пр ;

(4.12) r2 r откуда время фазового перехода ф :

Л WL1 (r2 r1 ) 2 (r2 + r1 ). (4.13) = ф 2 (T TМ )r эф ф Тогда время полного обратного промерзания:

1 Т ст Т м л WL1 (r2 r1 ) 2 (r2 + r1 ) а = + ф =. (4.14) + ln Тф Тм 2 эф (Tф Tм )r Предложенная модель позволяет также описать характер изменения сред ней температуры вблизи скважины после полного промерзания участка r1 r r2, т.е. определить время восстановления температуры прискважинной в зоны Т в, сколь угодно близкой к первоначальной температуре мерзлого масси ва Т м.

Дифференциальное уравнение для 3-его участка графика (см. рис.4.8) при Т = Т ф :

[С (r )] ) ( 2 2 2 r1 l + л WCл1 r3 r1 l T = 11 ;

(4.15) эф (Tв Tм )2 r3 l = r3 r (r3 r1 ) 2 (r3 + r1 ) (С11 + л WС л 1 ) T = (Tв Tм ) ;

(4.16) 2r3 эф Tв Tм = Cе ;

(4.17) (С11 + Л WС Л 1 ) (r3 r1 ) (r3 + r1 ) = =. (4.18) 2r эф Исходя из начальных условий в выражении (4.15) C и исключая из него находим время восстановления в :

1 Тф Т М (4.19) в = ln Т в Т М Тогда общее время восстановления ов температуры прискважинной зо ны от достигнутого значения Т ст до величины Т в, сколь угодно приближенной к значению первоначальной температуры Т м, составит: ов = + ф + в или Т Т 1 Т ст Т м л WL1 (r2 r1 ) (r2 + r1 ) ф м. (4.20) = ln + + ln ов Т Т м Т Т 2 (Т Т )r эф ф ф м в м Таким образом, получено комплексное решение для прогноза времени выстойки скважины, состоящего из трех этапов: времени охлаждения, вре мени фазового перехода (кристаллизации) ф и времени восстановления в температур прискважинной зоны до некоторого значения Т в Т м.

Пример. Определим время выстойки до полного восстановления температуры режима скважины для мелкоземов по формуле (4.20) для следующих исходных данных: C1 = C м =966 Дж/(кг°С);

С 2 = С =1134 Дж/(кг°С);

W=0,225;

т 1 = 2 =2500кг/м ;

r1 = R C =0,197м;

r2 = R пр =0,831м;

r3 = R вл =5,093м;

=2,675Вт/(м°С);

L=33,49104Дж/кг;

Т ст =5°С;

Т м = – 0,5°С;

Tф = – 0,27°С;

эф Tк = – 0,23°С.

Время охлаждения прискважинной зоны в соответствии с формулой (4.11) составляет:

Т Тм 5 ( 0,5) = ln ст = 422 сут.

= 3188.9 ln Тф Тм 0,27 ( 0,5) Здесь (r + r )(r r ) = (С11 + л WС 2 1 ) 3 1 3 1 = 2r3 эф (5,093 + 0,197)(5,093 0,197) = (966 2500 + 0,129 0,225 1134 2500) = 2 5,093 2, = 11,48 10 6 с = 3188,9 час Доля замерзшего льда л для мелкоземов определяется из выражения (4.3):

[ ] л = Л 1 + (К мах 1)K w, ф c где Л ф – величина льдистости исследованных пород при минимальном значе нии влажности для заданного литологического типа с учетом снижения темпе ратуры фазовых переходов в условиях горного залегания и структурно текстурных особенностей строения:

Л ф = Л min Л ф = 0,0138 0,0028 = 0,011, где Л min = 0,0027 Tм 0,0645Т м 0,0178 = = 0,0027 ( 0,5) 0,0645( 0,5) 0,0178 = 0, Л ф = 0,0024Т ф 0,0612Т ф 0,0139 = = 0,0024 0,27 0,0612 0,27 0,0139 = 0, K мax – поправочный коэффициент для перехода к значениям льдистости при максимальной влажности пород заданного литологического типа:

0.9114 0. = 29.2, K мax = 14.622 Tм = 14.622 0. K w c – коэффициент, учитывающий пропорциональность распределения льди стости в зависимости от влагосодержания:

= 0.0015Wс + 0.1284 Wс 1.7474 = Kw c = 0.0015 22.5 + 0.1284 22.5 1.7474 = 0. [ ] = 0.011[1 + (29.2 1)0.38] = 0. л = Л ф 1 + (К мах 1)K w тогда c Время фазового перехода ф находят по формуле (4.13):

4 0,129 0,225 33,49 10 2500 (0,831 0,197) (0,831 + 0,197) = 9,7 10 с = 110 сут.

ф = 2 2,675 [ 0,27 ( 0,5)] 0, Время восстановления В температуры прискважинной зоны до темпера туры сколь угодно близкой к температуре мерзлого массива (принимается, на пример ТВ= – 0,4°С) определяется по формуле (4.19):

Т ТМ 1 ф ;

в = ln Т в Т М (r r ) 2 (r3 + r1 ) = = (С11 + л WС л 1 ) 3 1 = 2r3 эф (5.093 0.197) 2 (5.093 + 0.197) = (996 2500 + 0.129 0.225 2120 2500) = 2 5.093 2. = 12.3 10 6 c = 3418час 0.27 ( 0.5) В= 3418 ln = 2846.88час = 119сут.

( 0.4) ( 0.5) Тогда общее время восстановления температуры прискважинной зоны составит (4.20):

В=422+110+119=651сут.

Для сравнения был проведен расчет по формулам И.М. Кутасова [1].

Для тех же условий время фазового перехода составляет ф = 436 сут, время восстановления В=112 сут, общее время выстойки ОВ=548 сут. Этот резуль тат на 18.8% меньше расчетного по формуле (19), что совпадает с погрешно стью (~20%), отмеченной И.М. Кутасовым при проведении работ на гидроинтеграторе.

Таким образом, получено решение для определения времени полного об ратного промерзания прискважинной зоны с учетом периода охлаждения до температуры фазового перехода, а также решение для определения времени восстановления температуры в процессе выстойки скважины, значение которо го учитывает не только теплофизические свойства пород криолитозоны и мощ ность теплового воздействия, но и зависит от глубины залегания расчетного се чения и доли кристаллизующейся влаги в породах разного литологического состава.

Прочность смерзания. Расчет параметра производится для выбора режи ма искусственного промораживания приустьевой зоны в интервале l = 0…12 м, с целью предотвращения воронок протаивания и обеспечения продольной устой чивости металлической крепи за счет образования сил горного отпора при смер зании металлической трубы с мерзлым массивом.

Прочность смерзания поверхности цилиндрического тела с мерзлым мас сивом [49] Pн = m p cмSсм, где mр – коэффициент запаса прочности, зависящий от температуры мерзлых пород и качества смерзания с металлом, mр=0,7–1,1;

СМ – сопротивление сдвигу по поверхности смерзания, МПа;

– площадь смерзания, м Sсм Sсм = 2(Ro+ ц) l, где Ro – внешний радиус колонны, м;

– толщина цементного кольца, м;

ц – глубина приустьевой зоны при искусственном проморажива l нии, м.

Величина прочности смерзания должна обеспечивать удержание метал лической крепи на случай ее разгрузки при протаивании мерзлых пород ниже зоны искусственного промораживания.

4.3. Техногенные факторы Техногенные факторы – это комплекс параметров:

(ФТ-Г) = f (Rб, Кц, ПН), обеспечивающих надежность строительства скважин в условиях многолетней мерзлоты.

4.3.1. Режим бурения Параметры режима бурения выражаются зависимостью:

Rб = f (РД, nД, Q, tбр).

Как видно, в отличие от принятого комплекса, включающего нагрузку на долото РД, число оборотов долота nД и количество промывочной жидкости Q, комплекс параметров режима бурения в мерзлых породах расширен за счет введения параметра температуры бурового раствора tбр, оказывающего суще ственное влияние на прочностные свойства мерзлых пород, а, следовательно, и на динамику обвалообразований при их вскрытии. Варьируя подбор пара метров режима бурения в конкретных геокриологических условиях и поддер живая охлажденный режим промывки, можно добиться цилиндричности ствола, близкой к номинальному значению, при котором нормализуется не только процесс разрушения забоя и вынос выбуренного шлама, но обеспечи ваются также удовлетворительные условия для качественного цементирования спущенных колонн.

4.3.2. Качество цементирования Качество цементирования Кц характеризуется единственным аппара турно измеряемым в скважине по стандартным методикам параметром – коэф фициентом сцепления Кс:

Кц = f (Кс).

Чем больше значение коэффициента сцепления, тем полнее связь це ментного камня со стенками обсадной колонны и мерзлыми породами стенки скважины. Полнота замещения бурового раствора цементом обеспечивает кон сервирование («залечивание») каверн на стенках скважины, которые в подав ляющем большинстве случаев являются очагом смятия колонн при обратном промерзании.

Качественное цементирование обсадных колонн в интервалах залегания мерзлых пород обеспечивается при условии технически правильного выбора:

– рецептуры цементного раствора;

– технологии цементирования.

Требования, предъявляемые к этому выбору, следующие.

Рецептура цементного раствора должна быть морозостойкой. Это не обходимо для того, чтобы не возникала кристаллизация жидкой фазы в про цессе формирования цементного камня. В то же время состав компонентов должен обеспечивать достаточно мощный, но ограниченный во времени им пульс тепла затвердевания. Это необходимо для минимизации теплового воз действия на мерзлые породы ствола скважины. Обязательным качеством является низкая теплопроводность цементного камня, что достигается ис пользованием поросодержащих добавок, например, стеклянных сфер, запол ненных воздухом, пламилоном и др. Наконец, тампонажный состав должен быть технологичным при цементировании и обеспечивать достаточную прочность цементного камня.

Таким образом, параметры Rб и Кц не являются непосредственно опре деляющими выбор термозащитного оборудования, но косвенно обеспечивают нормальные условия для эффективной и безаварийной эксплуатации этого оборудования.

4.3.3. Конструкция скважины Параметр конструкции скважин Пн характеризует эксплуатационную на дежность скважинных сооружений и термозащитного оборудования, обеспечи вающего сохранность приустьевой зоны скважины и устойчивую работу вертикальной конструкции крепи. Этот параметр имеет вид зависимости:

ПН=f(РКР, RП, RA, RТ-З), где параметры, входящие в выражение, характеризуют соответственно:

– равнопрочность крепи, РКР, с учетом процессов таяния прискважинной зоны или ее обратного промерзания;

– потребность в оснащении конструкции скважины пассивным RП или ак тивным RА типами термозащиты;

– тип термозащитной оснастки скважины, RТ-З, с учетом конкретных гео криологических и пластовых условий в точке заложения скважины.

Это и есть конечная цель в методической цепи формирования конструк ции скважины для ее строительства и эксплуатации в условиях криолитозон.

Равнопрочность крепи:

– при таянии льда: проводится расчет на аксиальные деформационные нагрузки;

должно соблюдаться условие:

[ ОП ] = 1.

ОР ( ОС) При 1проводится расчет на выбор термозащитного оборудования не обходимого термосопротивления.

Если условие 1не изменилось, рассматриваются варианты снижения производительности скважины (дебита) или периодических остановок с целью удержания радиуса протаивания в допустимых расчетных пределах;

– при обратном промерзании: проводится расчет на вероятность смятия обсадных колонн и определяются безопасные геометрические параметры за трубного пространства, включая размер каверн и время безопасного простоя.

Оборудование для пассивной термозащиты скважин. В качестве пас сивного термозащитного оборудования используются теплоизолированные на сосно-компрессорные трубы ТНКТ.

Места перекрытия криолитозоны теплоизолированными трубами опреде ляются по результатам расчета аксиальных деформаций. Криолитозона может быть перекрыта теплоизолированными трубами в полном объеме или частично – для предохранения отдельных интервалов, прогнозно-опасных с точки зрения возникновения запредельных аксиальных деформаций.

Оборудование для активной термозащиты скважин. В качестве такого оборудования применяют рефрижераторные шахтовые направления РШН, ос нащенные неэнергоемкими установками для производства холода и трансляции его в камеру промораживания. РШН используют в тех случаях, когда льди стость мерзлых пород на точке заложения скважины превышает 20% (Л0,2) и породы относят к классу усадочных. В глинистых породах усадочность может проявляться при больших значениях льдистости, поэтому основанием для при нятия решения являются данные лабораторных испытаний. Кроме того, рассчи тывается температурный режим промораживания, определенный из решения задачи о прочности смерзания.

Тип термозащитной оснастки скважин. Рефрижераторные шахтовые направления пригодны для использования в любых геокриологических услови ях и с любым температурным режимом извлечения (нагнетания) жидкости или газа. Сочетание этих двух условий может быть менее жестким и более жестким.

В менее жестких условиях экономически целесообразней использовать шахто вые направления с естественной конвекцией воздуха в межтрубной свободной полости направления или с принудительной протяжкой воздуха через эту по лость с помощью дефлекторных устройств.

5. Методы тепловой изоляции и теплоизоляционные материалы Для предохранения многолетнемерзлых пород от протаивания применя ют различные способы их термической защиты, которые в большинстве своем основаны на использовании теплоизоляционных материалов.

Основные требования, предъявляемые к теплоизоляционным материалам:

- низкий коэффициент теплопроводности;

- высокая пористость;

- широкий диапазон температуростойкости;

- ограниченная влагопоглощаемость;

- достаточная механическая прочность.



Pages:   || 2 | 3 |
 

Похожие работы:





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.