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:     | 1 || 3 |

«Федеральное агентство по образованию Ухтинский государственный технический университет И.Ю. Быков, Т.В. Бобылёва ТЕРМОЗАЩИТА КОНСТРУКЦИЙ ...»

-- [ Страница 2 ] --

5.1. Воздушно-газовая среда В качестве теплоизоляционных материалов могут применяться воздух, га зы или вакуумированные экраны. Так теплопроводность воздуха составляет 0,024Вт/(м°C). Это самый низкий уровень теплопроводности из известных в природе материалов, исключая газы. Однако воздух подвержен воздействию конвективного перемешивания, что снижает его теплозащитную эффективность на порядок – до 0,24Вт/(м°C). В тонких прослойках, где тепловое движение воздушной массы ограничено, эффективный коэффициент теплопроводности снижается до 0,07Вт/(м°C). В поросодержащих и волокнистых материалах при коэффициенте пористости до m=0,96 теплопроводность замкнутых объемов воз духа снижается практически до минимума и составляет 0,03-0,04Вт/(м°C).

Некоторые газы имеют весьма низкий уровень теплопроводности. Так, на пример, этот показатель для ксенона составляет 0,0055Вт/(м°C), для криптона 0,0092Вт/(м°C) и аргона 0,017Вт/(м°C). Эти неординарные теплофизические свойства учитываются при изготовлении теплоизолированных труб.

Наиболее низкие значения коэффициента теплопроводности можно дос тичь при вакуумировании кольцевой полости закрепленных между собой об садных труб. По первоначальным прогнозам ожидалась высокая эффективность термозащитных свойств таких экранов, но практический процесс вакуумирова ния и последующее поддержание вакуума в эксплуатирующихся трубах оказа лись трудно осуществимыми.

Из отечественных предложений, связанных с разработкой методов те пловой изоляции межтрубных пространств, следует отметить способ, со гласно которому часть потока добываемого газа направляется в межтрубное пространство через дроссельные отверстия и пропускается до заполнения кольцевой полости оболочкой кристаллогидрата, имеющего низкую тепло проводность.

5.2. Вязко-текучие композиции В качестве теплозащитных составов рекомендуют применять гелеобра зующие смеси, основой которых являются углеводородные жидкости, характе ризующиеся низким коэффициентом теплопроводности (0,14-0,16Вт/(м°C)).

Для подавления свободной конвекции в теплоизолирующий состав вводят спе циальные присадки, например, волокнистые материалы. Обычно эти составы содержат нефть, диспергатор, бентонитовый порошок (гелеобразующая добав ка) и асбест. Обязательным требованием при этом является поддержание тем пературы состава ниже 10°С до момента ввода его в скважину.



Практический интерес представляют жидкие теплоизолирующие мате риалы, которые закачивают в межколонное пространство, например, тиксо тропная жидкость и нефть, загущенная кремнеземом сверхтонкого помола, имеющие коэффициенты теплопроводности 0,18…0,21Вт/(м°C), базальтовая пульпа, глинистый раствор. Применение в качестве теплоизолирующих экранов смесей нефти с наполнителем, например, парафином, дает теплоизолирующий эффект, подобный наличию сухого кольцевого пространства скважины, запол ненного воздухом. При этом преимущество использования углеводородных смесей очевидно, а парафин играет роль теплового аккумулятора при фазовых превращениях.

5.3. Волокнисто-пористые материалы Волокнисто-пористые теплоизоляционные материалы классифицируют (ГОСТ 16381 – 77*;

СТ СЭВ 5069 - 85) по :

- форме – плоские (плиты, маты, войлок и др.), фасонные (цилиндры, полуцилиндры, сегменты), шнуровые, рыхлые (вата, перлит и др.);

- структуре – волокнистые (асбест, минеральная вата), ячеистые (пе нополиуретан, полистирол) и зернистые (керамзит, перлит);

- виду исходного сырья – неорганические и органические - содержанию связующего вещества – содержащие и не содержащие такое вещество.

Основные характеристики теплоизоляционных материалов, применяемых при строительстве и эксплуатации скважин, представлены в таблице 5.1.

В качестве теплоизоляции используют вспененные эпоксидные смолы, полиэтилен, винипласт, фторопласт, пенополиуретан, пенополистирол, пенофе нопласт и другие синтетические материалы, а также тефлон и тефлонгласс. К волокнистым относят базальтовое волокно, =0,05Вт/(м°C);

асбестовое волокно, =0,06Вт/(м°C);

джут, =0,05Вт/(м°C);

лен, =0,036Вт/(м°C);

стекло и шлаковату, =0,04 – 0,09Вт/(м°C), а также другие волокна. Пористые полимеры имеют невысокую температуру плавления (разложения) – немногим более 100°С, а в некоторых случаях – значительно ниже. Это ограничивает применение полимеров по температурному признаку.

Таблица 5. Основные характеристики теплоизоляционных материалов, применяемых при строительстве и эксплуатации скважин Предел Теплопровод- Предельная прочности, ность, температура МПа, применения, Вт/(м°С) не менее °С, Материал в сухом не более состоянии при При при температуре сжатии изгибе 25 ±5 С Пенопласт 0,05- 0,07 полистироль- 0,040-0,038 0,15 0, ный Пенопласт на основе 0,08 резольных 0,05-0,2 0,040-0,046 0, фенолформаль дегидных смол Пенопласт 0,1- 0,08 фенольный 0,035-0,046 от –50 до + 0,025 0, Полистирол 0,15 0,18 0,035 Пенополиуре тан 1,0-4,2 0,8-3,5 0,031-0,047 от –60 до + жесткий Базальтовое от – - - 0, волокно до + Стекловолокно 0,03 - 0,052-0,044 от –60 до + 0, Вермикулит вспученный - - 0,064-0,076 от –260 до Например, в паронагнетательных скважинах с температурой нагнетания до 350°С использование полимерных теплоизоляционных материалов невоз можно. Кроме того, технология заполнения кольцевого пространства труб вспененными полимерами является сложной, часто приводит к браку и требует тщательного теплофизического контроля. Коэффициент эффективной тепло проводности такого экрана (слой теплоизоляции, заключенный между двумя металлическими трубами), как правило, не выходит за пределы первого деся тичного знака, что явно недостаточно для создания необходимой теплозащиты ствола скважины.





К термостойким материалам, не уступающим по теплоизоляционной эф фективности полиуретанам, относятся базальтовые супертонкие (БCTB) или микротонкие (БМТВ) волокна, освоенные отечественной промышленностью.

Температура его плавления составляет 700…1000°С, что позволяет применение этого материала для теплоизоляции скважин любого назначения, включая па ронагнетательные.

Базальтовые супертонкие волокна (диаметр не более 2 мкм) выпускаются в виде распушенного холста. В качестве тепловой изоляции материал можно применять при температуре от минус 260 до плюс 700°С. При температуре 20°С и в зависимости от объемной массы (25...30кг/м3) коэффициент теплопро водности составляет 0,020...0,041Вт/(м°С). Базальтовые микротонкие волокна состоят из беспорядочно расположенных штапельных нитей средним диамет ром 0,6мкм и менее. Получают их также в виде распушенных холстов или ма тов. Аналогичен и температурный диапазон использования при коэффициенте теплопроводности 0,023...0,076Вт/(°С).

5.4. Радиационно-отражающие экраны Исследования эффективности тепловой изоляции из базальтового волок на в композиции с теплоотражающими экранами проводились вначале на лабо раторном приборе ПКТ-1, а затем на модели теплоизолированной трубы.

Результаты лабораторных исследований представлены на рис. 5.1. Коэф фициент эффективной теплопроводности (К.э.т.) одного слоя тепловой изоля ции (ТИ) толщиной 8.0мм из распушенного холста базальтовых микроволокон оказался равным 0,0372Вт/(м°С) (поз. 1). В компоновке с верхним расположе нием теплоотражающих экранов из альфоля (А) и майлара (М) (поз. 2 и 3) зна чение показателей К.э.т. несколько уменьшилось (на 3...4%), но это изменение практически несущественно и примерно одинаково как для экрана А, так и для экрана М. При размещении этих экранов в подошве слоя ТИ (поз. 4 и 5) значе ние К.э.т. для компоновки с экраном А возрастает с 0,0372 до 0,0508Вт//(м°С) или на 36%. Компоновка с экраном М значение К.э.т. практически не изменяет (около 7%).При установке двух теплоотражателей – сверху и снизу слоя ТИ (поз. 6 и 7) показатель К.э.т. в компоновке с экранами А возрастает еще на 9% (всего на 49%), а компоновка с экранами М продолжает оставаться без измене ний (уменьшение на 6%). Затем исследовали влияние теплоотражающих экра нов, размещенных внутри слоя ТИ.

При одном теплоотражающем экране (поз. 8 и 9) независимо от материа ла (А и М) наблюдается лишь незначительное снижение показателей К.э.т.

(3…6%);

при двух отражающих экранах (поз. 10 и 11) это снижение достигает 14%, а при трех отражающий экранах (поз. 12 и 13) показатель К.э.т. резко воз растает: с 0,0326 до 0,0386Вт/(м°С) (или на 18%), для экранов А, с 0,0324 до 0,0357 Вт/(м°С) (или на 10%) для экранов М. Аналогичные результаты получе ны при исследованиях композиций на основе пенопластов и пенополиуретанов.

В этом случае 4 и 5 внутренние экраны дают возрастание показателей К.э.т. бо лее чем в 1.5 раза, причем металлическая природа альфоля сказывается здесь активнее. Это означает, что оптимальное расстояние между экранами составля ет (8,0-0,2):3=2,6 мм, где 0,2 – толщина 2-х слоев альфоля, мм. Далее было ис следовано влияние дополнительных верхнего и нижнего теплоотражающего экрана на теплофизические свойства компоновки с оптимальным размещением теплоотражающих экранов.

При верхнем расположении дополнительного теплоотражающего экрана (поз. 14 и 15) в композиции с экраном А (поз. 14) получено наименьшее зна чение К.э.т., равное 0,0275Вт/(м°С), что ниже по отношению к оптимальной (поз. 10) на 18,5%, а к однослойной (поз. 1) – на 35%;

дополнительный верх ний – третий – экран М (поз. 15) практически устанавливает значение К.э.т., аналогичное композиции из 3-х экранов (поз. 13). При размещении дополни тельного экрана в нижней части композиции (поз. 16 и 17) вновь явно выделя ется эффект разрастания показателя К.э.т. при экране А (на 33% по отношению к оптимальной, поз. 10);

экран М, как и в предыдущем случае, да ет значение К.э.т. (0,0345Вт/(°С), равное примерно значению К.э.т. с 0,0357В/(м°С) для трехслойного (поз. 13) отражающего экрана (различие около 3,5%).

Рис. 5.1. Влияние отражающих экранов и характера компоновки тепловой изоляции из базальтового волокна на изменение ее эффективной теплопроводности Эффект влияния теплоотражающих экранов, размещенных дополнитель но сверху и снизу компоновки (поз. 18 и 19), подтверждает вывод, сделанный ранее (поз. 6 и 7): экраны А ухудшают теплозащитные свойства композиции еще на 3...5%, в то время как экраны М показатель К.э.т. практически не изме няют. Если теплоотражающие экраны убрать снизу (поз. 20 и 21), показатель К.э.т. для экрана А снижается на 40% (ср. поз. 14), а если сверху (поз. 22, 23) – увеличивается на 7% (ср. поз. 16);

аналогичные манипуляции с экраном М теп лофизических свойств композиции практически не изменяют.

Таким образом, в результате выполненного анализа можно сделать сле дующие выводы:

- в качестве тепловой изоляции для теплоизолированных труб следует использовать базальтовое волокно, не уступающее по теплофизическим свойст вам лучшим пористым полимерным материалам и выгодно отличающееся от них высокой термостойкостью:

- установлена предпочтительность многослойной тепловой изоляции пе ред монослойной;

- установлена возможность использования в качестве теплоотражающих экранов, наряду с зеркальным майларом, алюминиевой фольги при оптималь ном расстоянии между экранами 2,6 мм.

6. Термозащитное оборудование 6.1. Промысловый опыт На каждом этапе работ предпринимались попытки совершенствования процесса строительства скважины и повышение степени ее эксплуатационной надежности в условиях многолетней мерзлоты.

В области технологии совершенствования были направлены на разработку промывочных и тампонажных систем, обеспечивающих устойчивость стенок скважины, надежность крепления колонн при отрицательных температурах и предотвращение смятия конструкций при обратном промерзании.

Однако проблему протаивания мерзлых пород в прискважинной зоне как при бурении, так и в процессе последующей эксплуатации, технологические меры не решают.

Локализация теплового потока в границах обсадной крепи, составляющей конструкцию скважины, возможна только путем использования термозащитно го оборудования, конструкций и различных устройств, способствующих этому процессу.

Уже на первом этапе разбуривания приарктической зоны Красноярского края (30…50-е гг. 20-го столетия) А.В. Марамзиным [49] была предложена спе циальная конструкция шахтового направления (рис. 6.1,а), которая представля ла собой прямоугольный колодец размером 1,51,5 м, выдолбленный вручную на глубину 15 м (именно в этом интервале залегают наиболее льдистые поро ды). Стенки колодца обнесены деревянным срубом из кругляка со стороной 1,01,0 м, а зазор между стенками шахты и сруба утрамбован пластичной синей глиной. В центре сруба установлена и забетонирована направляющая труба.

Однако возлагаемые на конструкцию надежды не оправдались: она оказалась трудоемкой и громоздкой, но не решала главной задачи – не предохраняла от протаивания мерзлых пород в приустьевой зоне даже в процессе бурения, хотя значительно замедляла этот процесс.

Несмотря на недостаточную термозащитную эффективность шахтового направления А.В. Марамзина, первый шаг в области реального создания термо защищенной конструкции скважины повышенной эксплуатационной надежно сти для условий криолитозон был сделан.

На втором этапе активизации буровых работ в Красноярском крае и Яку тии (с середины 50-х до начала 60-х гг.) помимо технологических усовершенст вований практикуется установка двойного шахтового направления, одно из которых удлинено до 40...60 м для крепления наиболее льдистой части криоли тозоны, а другое предназначено для теплоизоляции приустьевой зоны на глу бину 5...10 м и выполняется в виде экрана, образующего воздушный кольцевой зазор (Красноярский вариант) (рис. 6.1,б), или в виде толстостенной бутобетон ной кольцевой оболочки (Якутский вариант) (рис. 6.1,в). Однако все эти меры также не обеспечивали надежность сооружаемых конструкций скважин. Расте пления стенок скважин и приустьевых зон с размывом приустьевых воронок и затрубной циркуляцией продолжали наблюдаться на скважинах Бадаранской, Нижне-Вилюйской, Долгановской и других структур.

Третий этап активизации буровых работ в районах севера приурочен к началу 60-х годов прошлого столетия. В этот период начинается глубокое бу рение на севере Тюменской области.

Несмотря на богатый опыт предыдущего периода, технология строительства скважин в многолетней мерзлоте на третьем этапе продолжала оставаться традици онной. Это приводило к печальным и трагическим последствиям, к аварийности и осложнениям, детально проанализированным в работах Г.С. Грязнова 1969, 1978;

А.В. Полозкова, 1975;

П.Б. Садчикова, 1976;

И.Ю. Быкова, 1976 и др.

а б в до 2 м до 2 м 1,5 м 1,5 м 3 16 м 40-60 м 5-10 м 1, 1, Рис. 6.1. Конструкции шахтовых направлений: а – конструкция А.В. Марамзина;

б – Красноярский вариант;

в – Якутский вариант: 1 – металлическая труба;

2 – прослойки цемента или шлакобетона;

3 – деревянный сруб;

4 – бетон с прослойками бута или щебня;

5 – глина;

6 – мерзлые породы;

7 – воздушный кольцевой зазор Во второй половине 70-х годов 20-го столетия положение улучшилось. К этому времени были освоены способы и проведены детальные исследования геокриологического строения мерзлых толщ и их температурного режима (В.Т. Балобаев, 1973;

В.В. Баулин, 1974;

П.Б. Садчиков, И.Ю. Быков, 1976;

Г.В. Арцимович, 1980 и др.), изучен и проанализирован накопленный опыт бу рения и эксплуатации скважин в криолитозонах. Все это позволило глубоко трансформировать прежние технологические представления о строительстве скважин в мерзлых породах, создать новые и существенно усовершенствовать традиционные технологии.

Однако в области развития термозащитного скважинного оборудова ния никаких работ в отечественных нефтегазодобывающих отраслях не проводилось.

Перелом наступил во второй половине 70-х годов. К этому времени накопленный опыт показал, что проблема тепловой изоляции ствола сква жины не может быть решена технологическими мерами (вспенивание там понажных смесей в процессе крепления, с одновременным или раздельным введением в их состав керамзитового отсева, пламилоновых зерен, волокни стых материалов и т.п.) или конструктивным поллиативом (воздушные или нефтезаполненные пространства шахтовых направлений). Тем более, что на западном рынке появилось современное термозащитное скважинное обору дование активного и пассивного типов, успешно апробированное при буре нии и эксплуатации нефтедобывающих скважин на Аляске (США) [41].

6.2. Способы защиты конструкций скважин Способы защиты конструкций скважин от воздействия многолетнемерз лых пород теоретически разработаны в самых различных аспектах этой про блемы. На рис. 6.2 представлена классификационная схема [20] термозащитного оборудования. Часть разработок успешно применена в промы словых условиях.

Комплекс защитных мероприятий подразделяется на два типа: механиче ские и термические, принципиально отличающиеся по способам реализации, но имеющие единую цель: сохранение целостности конструкции скважины как при бурении, так и при эксплуатации в многолетнемерзлых породах.

Рис.6.2. Способы защиты конструкций скважин от воздействия многолетней мерзлоты 6.2.1. Механические способы защиты скважин Механические способы защиты скважин не предполагают ограничения тепловой эрозии прискважинной зоны и направлены на предотвращение де формаций металлической крепи.

Предупреждение продольных изгибов колонн, связанных с потерей их устойчивости в воронках протаивания, осуществляют путем подвески колонн на специальных фермах 4 (рис. 6.3,а), опоры которых устанавливают около устья скважины за пределами зоны протаивания 2. Гибкие тяги 5 узла подвески позво ляют также компенсировать термические удлинения обсадных колонн.

Более надежное техническое решение представлено на рис. 6.3,б. Опоры фермы крепятся к размещенной за пределами воронки протаивания конструкции из металлических выкладок 6. Подвеска обсадных колонн 3 осуществляется с помощью приварных косынок 8 и жестких тяг 5. Компенсация термических уд линений достигается с помощью телескопического узла 7.

В Западной Сибири проблему предотвращения изгибов надземной части скважинной арматуры в воронках протаивания решают при помощи установки гибких растяжек 9 (рис. 6.3,в). С той же целью за рубежом рекомендуется ис пользование телескопических устройств 7 (рис. 6.3,г), компенсирующих акси альные напряжения от оседания и уплотнения оттаявшей породы. Рекомендуется также частичная разгрузка приустьевой наземной обвязки, осуществляемой пу тем внутренней подвески обсадных и эксплуатационных колонн, что обеспечи вает восприятие большей части их массы подземной конструкцией скважины, имеющей опору в недрах.

Для защиты от осевых деформаций американские специалисты использо вали толстостенные обсадные трубы. Целесообразность этого первоначально считалась сомнительной ввиду значительной массы такой колонны. Однако при заполнении кольцевого пространства загущенной нефтью (коэффициент тепло проводности 0,12…0,20 Вт/м°C) или другим высокоэффективным теплоизоля ционным материалом темп протаивания прискважинной зоны может быть существенно снижен, благодаря чему толщина стенки обсадных колонн может быть уменьшена.

Механические способы защиты конструкции скважины от радиальных деформаций представляют собой мероприятия, направленные на предотвращение смятия обсадных колонн при обратном промерзании. С этой целью американскими специалистами предложен ряд технических решений, предусматривающих осво бождение затрубного пространства от жидкости.

а б 5 2 1 в г Рис. 6.3. Способы механической защиты скважин от воздействия многолетней мерзлоты:

1 – мерзлые породы;

2 – воронка протаивания;

3 – обсадная колонна;

4 – ферма;

5 – тяги узла подвески;

6 – металлические выкладки;

7 – телескопическое звено;

8 – приварные косынки;

9 – растяжки Это достигается путем спуска в затрубное пространство дополнительной перфорированной колонны для периодической откачки оттаивающей пульпы.

Предусмотрена также возможность продувки затрубного пространства возду хом с последующим заполнением его тампонажным раствором. Смятие колон ны предупреждают также регулярным прогревом приствольной зоны.

Разработан ряд способов, представленных на рис. 6.4, для предотвращения смятия путем компенсации давлений, возникающих при обратном промерзании, или с помощью управляемого промораживания прискважинной зоны. Сущность компенсации давлений заключается в перепуске части жидкости из промерзаю щей каверны 2 в свободный ото льда объем. Для этой цели используют гофриро ванную трубку 4, заполненную незамерзающей жидкостью 5 (рис. 6.4,а). При повышении избыточного давления от промерзания жидкости 6 в мерзлых поро дах 1 перепускная трубка 4 удлиняется, гофры которой разрушают прилегающий лед 8, возникает перепускной канал, что способствует перераспределению дав ления в затрубном пространстве и предотвращает радиальную деформацию об садной колонны. Та же цель достигается при спуске в скважину двухстенной обсадной колонны 3 (рис. 6.4,б), межтрубная полость которой частично заполня ется незамерзающей жидкостью 5, оборудуется обратным клапаном 7 и перепу скной трубкой 4. При достижении в процессе образования льда 8 некоторого заданного давления клапан 7 срабатывает и перепускает в межтрубную полость часть жидкости 6, которая после смешения с незамерзающей жидкостью 5 стано вится неопасной с точки зрения кристаллизации.

При переполнении межтрубных полостей жидкость по трубкам 4 пере распределяется в незаполненные объемы. Следует отметить сложность прак тической реализации описанных методов. Сведений об их промысловом использовании не имеется. Способы управляемого промораживания жидко сти, заполняющей затрубное пространство, в целях предотвращения смятия колонн заключается в организации постепенного продвижения фронта льдо образования от перифирии стенок скважины к обсадной колонне. При этом соблюдается условие сохранения перепускных каналов между промерзаю щими кавернами. В этом случае реализация такой технологии возможна пу тем постепенного снижения теплового поля вокруг скважины, создаваемого прогревом обсадной колонны при помощи источника постоянного тока (рис. 6.4,в), а в другом – теплоноситель 10 перемещают вверх по стволу со скоростью, обеспечивающей равномерное и последовательное проморажива ние жидкости затрубного пространства в направлении от нижележащих к вышележащим горизонтам (рис. 6.4,г). Последняя технология использовалась на промыслах Западной Сибири.

Рис. 6.4. Способы предотвращения смятия обсадных колонн в зоне многолетней мерзлоты: 1 – мерзлые породы;

2 – каверна;

3 – обсадная колонна;

4 – трубка перепускная;

5 – незамерзающая жидкость;

6 – промерзающая жидкость;

7 – клапан;

8 – лед;

9 – источник электрического тока;

10 – теплоноситель 6.2.2. Термические способы защиты скважин Способы термической защиты скважин подразделяются на активные и пассивные, в свою очередь активные способы делятся на энергоемкие и не энергоемкие, а пассивные – на индустриальные и неиндустриальные. К энерго емким относят способы, осуществляемые с помощью источника энергии (механической, электрической и т.п.), к неэнергоемким – способы, реализуемые с помощью энергии атмосферы, движущихся потоков добываемой продукции и т.п., индустриальными считают способы защиты, осуществляемые с помощью термозащитных экранов высокой монтажеспособности заводского изготовле ния;

неиндустриальными – с помощью тепловой изоляции, сооружаемой в про цессе строительства скважин.

Сущность активного способа термической защиты энергоемкого типа (рис. 6.5,а) заключается в том, что хладоноситель, охлажденный с помощью хо лодильной машины, расположенной на дневной поверхности, прокачивается по смежным межтрубным кольцевым пространствам 1, соединенным в башмачной части циркуляционным каналом 2. Более экономичный способ представлен на рис. 6.5,б. Использовать электрический ток предложено также в способе преду преждения растепления вечномерзлых пород при бурении скважин, при этом ко лонны обсадных 4 (рис. 6.5,г) и бурильных труб 8 соединяются с разноименными полюсами источника постоянного тока: возникает газовый низкотеплопровод ный слой 7 между буровым раствором 6 и обсадными трубами 4. Принцип охла ждения с помощью эффекта Ранка – Хильша представлен на рис. 6.5,д. Его сущность заключается в разделении закрученного в вихревой трубке 9 потока сжатого воздуха на холодный и горячий. Метод испытан в Сибири на Болгохтох ской площади для промораживания приустьевой зоны в окрестности скважины при ее бурении [28]. При этом горячая составляющая потока использовалась для обогрева подсвечника. Аналогичная конструкция (рис. 6.5,е) с одновременной подачей горячей составляющей потока в лифтовые трубы 10 для эрлифтной до бычи флюидов предложена в работе [25].

К неэнергоемким способам активной термозащиты скважины следует отнести в первую очередь основанные на принципе конвекции. Воздух, заклю ченный во внутреннем кольцевом пространстве 2, (рис. 6.6,а), прогреваясь от колонны 1, поднимается вверх, создавая разрежение во внешнем кольцевом пространстве 3. Возникает естественная циркуляция, при которой холодный воздух атмосферы поступает к обсадной колонне 4 и, охлаждая ее, способству ет предотвращению таяния мерзлых пород. Для усиления эффекта охлаждения (рис. 6.6,б) предложено использовать пульсатор воздушного потока 5, а в каче стве побудителя протяжки воздуха – стандартные дефлекторы 6 [28].

Рис. 6.5. Способы активной термозащиты энергоемкого типа:

1 – кольцевое пространство;

2 – циркуляционный канал;

3 – вспомогательная труба;

4 – обсадная колонна;

5 – термоэлектрический холодильник;

6 – буровой раствор;

7 – низкотеплопроводной слой;

8 – трубы бурильные;

9 – трубка вихревая;

10 – лифтовые трубы;

11 – воздух;

ХП – холодный поток;

ГП – горячий поток Рис.6.6. Способы активной термозащиты неэнергоемкого типа:

1 – эксплуатационная колонна;

2 – внутреннее кольцевое пространство;

3 – внешнее кольцевое пространство;

4 – обсадная колонна;

5 – пульсатор воздушного потока;

6 – дефлектор;

7 – поток газа;

8 – низкокипящая жидкость;

9 – конденсаторное устройство Для предотвращения протаивания мерзлых пород в прискважинной зоне разработаны способы на принципе использования энергии добываемого газа.

Американские инженеры предлагают, в частности, дросселировать газовый по ток при подходе его к подошве мерзлых толщи. Охлажденный до отрицатель ной температуры, поток направляют в затрубное пространство для охлаждения его с сопряженным мерзлым массивом. Аналогичные решения разработаны отечественными исследователями. Они рекомендуют применять эффект реду цирования газового потока на подходе его к подошве мерзлых толщ, импульс ного разрежения в затрубном пространстве, вихревого разделения на горячую и холодную составляющую с использованием последней для охлаждения внеш ней обсадной колонны и т.п. [41]. Наконец, разработан способ защиты скважи ны, отличающийся тем, что редуцированный и дросселированный 7 потоки добываемого газа вращают в затрубном пространстве (рис. 6.6,в) [25]. Следует отметить, что все названные способы с использованием энергии добываемого флюида пригодны для газовых скважин, но сведений об их промысловом при менении не имеется.

Существует ряд технических решений по защите мерзлых пород от про таивания, разработанных в 70-х годах американскими и советскими инжене рами и основанные на принципе испарения и конденсации низкокипящих жидкостей (рис. 6.6,г). Сущность этих способов заключается в том, что пары низкокипящей жидкости 8 поступают из межтрубного пространства 3 в кон денсаторное устройство 9, где в зимнее время возникают условия для конден сации паров на внутренних стенках. Охладившись, капли конденсата ниспадающей пленкой стекают по стенкам обсадной колонны 4, охлаждая ее.

Возникает трансляция атмосферного холода внутрь кольцевого пространства скважины. Избыток холода передается мерзлому массиву, окружающему об садную колонну, что поддерживает или понижает его естественную темпера туру, предохраняя, таким образом, от протаивания. В летний период устройство автоматически отключается, так как исчезают условия конденса ции паров хладоагента.

Пассивная термозащита индустриального типа включает способы теп ловой изоляции конструкции скважин с помощью термозащитных экранов про мышленного изготовления в виде теплоизолированных труб, отличающихся простотой свинчивания, развинчивания и взаимозаменяемости, что не нарушает стандартной технологии спуско-подъемных и ремонтных работ в скважинах. В связи с этим все разработанные способы пассивной термозащиты индустриаль ного типа основаны на использовании стандартных труб нефтяного сортамента.

В качестве пассивной термозащиты индустриального типа чаще всего применя ют теплоизолированные насосно-компрессорные трубы или обсадные трубы.

Пассивная теплоизоляция неиндустриального типа труб достигается нанесением различных теплоизоляционных покрытий, к которым относятся:

стеклоэмаль, органосиликаты, эпоксидные смолы, полиэтилен, винипласт, фто ропласт, плотные пенополистирол, пенофенопласт и другие синтетические ма териалы, а также тефлон и тефлонгласс. С точки зрения эффективности тепловой изоляции нанесение теплоизоляционных материалов на внутреннюю поверхность труб значительно выгоднее, чем на наружную, но это не всегда технологично и целесообразно с эксплуатационной точки зрения.

Заполнение кольцевой полости коаксиально закрепленных между собой труб пористыми, замкнутоячеистыми и радиационно-отражающими твердыми материалами предложено американскими специалистами для различных гео криологических условий в зависимости от термоактивности скважин и их кон струкций [31]. В качестве теплоизолирующих материалов используется пенополиуретан, поролон и другие пенопласты с коэффициентом теплопровод ности 0,03…0,04Вт/(м°С). В качестве радиационно-отражающих материалов применяют альфоль и зеркальный майлар. Композиции этих материалов обес печивают коэффициент эффективной теплопроводности теплоизоли-рованных труб не более 0,06Вт/(м°С).

К теплоизоляционным оболочкам неиндустриального типа относят раз личные наполнители и покрытия, размещаемые в межтрубном пространстве в процессе формирования конструкции скважины.

Одно из них показано на рис. 6.7, а и представляет собой способ тепловой изоляции труб путем покрытия их волокнистым материалом, насыщенным си ликатом натрия с последующим его вспучиванием путем нагрева. Для усиления тепловой изоляции рекомендовано использование алюминиевой фольги в каче стве промежуточных прослоев. Порядок изготовления такой изоляции преду сматривает следующие операции: на секцию насосно-компрессорной трубы укладывают плотными витками шнур 3 из базальтового волокна или асбеста, пропитанный силикатом натрия 5, и покрывают сверху теплоотражающим зер кальным экраном – фольгой 4. Таких слоев на трубе может быть несколько. По сле затвердевания силиката трубы свинчиваются (муфты 2 изолируются дополнительно) и спускаются в скважину. Затем в НКТ закачивается теплоно ситель – перегретый пар. При температуре 200°С затвердевший силикат вспу чивается с образованием пеносиликата, который обладает водостойкостью и низкой теплопроводностью – от 0,04 до 0,1Вт/(м°С). Структура пеносиликата образуется в структуре волокнистого материала, например, базальтового во локна, теплопроводность которого также не выше 0,04Вт/м·К. Как видно, про цесс теплоизоляции технологически является сложным.

Другое решение (рис. 6.7,б) предусматривает вместо силикатно базальтового покрытия установку по телу обсадной трубы 1 фторопластовых колец 8, армированных волокнистым материалом, например, базальтовым во локном. Температура плавления такого фторопласта составляет 415°С. Слой колец 8 (и муфты 2 при спуске труб) покрывают затем пленочной оболочкой 7, представляющей собой фторопластовый материал с температурой плавления 208°С (но неразлагающийся при этом). После спуска колонны в скважину вы полняют обычное цементирование. Конструкция готова к работе. При этом фторопластовая композиционная оболочка 7 и 8 в обычном температурном ре жиме (до 200°С) выполняет роль теплозащитного экрана, а при температуре выше 200°С (закачка теплоносителя в пласт) – еще и демпфера механических напряжений, возникающих в цементном кольце 6 при линейных термических деформациях обсадных труб. Механизм демпфирования заключается в том, что оболочка 7, размягчаясь, становится податливой при растяжении-сжатии и об садная колонна может свободно скользить относительно цементного кольца 6, не нанося ему механических повреждений. Как видно, это решение также тре бует специальной технологической подготовки, хотя в условиях паротеплового воздействия на пласт этот метод может оказаться полезным.

Третье решение (рис. 6.7,в) предполагает заполнение кольцевых про странств скважины микропористыми эластичными элементами 10 различных форм 11, содержащих внутренние полости 12, заполненные воздухом [110]. Та кие элементы обладают собственной низкой теплопроводностью и, будучи раз мещенными в межтрубном пространстве, образуют теплозащитный экран;

эффективность этого экрана усиливается низкотеплопроводной гелевой жидко стью 13, закачиваемой в кольцевое пространство совместно с теплоизоляцион ными элементами. Если гелевый состав (или другая среда) является замерзающим, теплоизоляционные элементы выполняют одновременно роль демпферов кристаллизационных превращений, которые, как известно, сопро вождаются расширением объемов, что в условиях замкнутости оболочек может явиться причиной разрыва обсадных колонн. Как видно, это решение также требует технологической подготовки, но вполне доступно для реализации не посредственно на буровой.

Рис. 6.7. Теплоизоляционные оболочки неиндустриального типа: а – силикатно–базальтовое покрытие;

б – фторопластовый композит;

в – микропористые элементы;

1 – обсадная труба;

2 – муфта;

3 – базальтовый шнур;

4 – фольга;

5 – силикат натрия;

6 – цементный камень;

7 – легкоплавкий фторопласт;

8 – фторопластовые кольца;

9 – мерзлые породы;

10, 11 – теплоизоляционные элементы;

12 – воздушная полость;

13 – низкотеплопроводный гель Наконец, четвертое решение представляет собой высокотехнологичный способ осуществления в скважине тепловой изоляции неиндустриального типа.

Сущность его заключается в том, что кольцевое пространство скважины запол няют низкотеплопроводным веществом, температура плавления которого выше температуры фазового перехода прокачиваемого флюида и выше температуры пород прискважинной зоны. Иначе говоря, выбирается вещество, претерпе вающее плавление в процессе работы скважины. Этому требованию идеально отвечает парафин, парафинистые составы с наполнителями (базальтовое волок но, пламилон и т.п.), а также нефть с высоким содержанием парафинов (харья гинская – до 43% парафинов, кыртаельская – до 30% и т.п.). Температура плавления этих веществ около 45°С, коэффициент теплопроводности – в преде лах 0,1…0,l8Bт/(м°С). Таким образом, механизм действия подобного термоза щитного экрана основан на принципах использования низкотеплопроводных материалов и эффекта «тепловой завесы». При работе скважины и при условии, что температура на внутренней поверхности кольцевого пространства будет выше температуры плавления теплоизоляционного материала, возникает гра ница фазового перехода, которая перемещается от внутренней поверхности кольцевого пространства к внешней. Благодаря фазовому переходу подавляю щая часть тепла расходуется на внутреннее преобразование структуры вещест ва – его плавление. При этом температура на границе фазовых переходов устанавливается равной температуре плавления вещества, а эта температура по условию способа ниже температуры прокачиваемого флюида. Следовательно, и температурный напор, устанавливающийся в период плавления, значительно ограничивается, снижая рассеяние тепла в околоствольный массив. При дости жении границей фазового перехода внешней поверхности кольцевого про странства следящая система дает команду на остановку скважины: начинается обратный процесс фазового превращения низкотеплопроводного вещества – его кристаллизация. Граница кристаллизации начинает перемещаться от внешней поверхности кольцевого пространства к внутренней и после ее достижения сле дящая система дает команду на пуск скважины. Весь период остановки темпе ратура внутри кольцевого пространства остается неизменной и равной температуре фазового превращения при кристаллизации вещества. По условиям способа эта температура превышает температуру кристаллизации добываемого флюида. Иначе говоря, добываемый флюид, находясь в лифтовой колонне, не теряет своих текучих или вязкостных свойств, и после пуска скважины в работу легко страгивается с места. Этот аспект особенно важен с точки зрения экс плуатации скважин, добывающих высоковязкие или высокопарафинистые неф ти северных месторождений. Таким образом, особенностью реализации способа теплоизоляции скважины с помощью заполнения кольцевого пространства низ котеплопроводным веществом, претерпевающим агрегатные превращения, яв ляются подбор температуры фазового перехода и циклический график эксплуатации скважины, причем время ее работы равно времени плавления низкотеплопроводного вещества, а время остановки – времени его полной кристаллизации.

Из всего многообразия систем термозащитного оборудования реализо вано немногое. И здесь определились два направления:

- оборудование для искусственного промораживания приустьевых зон;

- термозащитные экраны для предотвращения протаивания мерзых пород.

6.3. Оборудование для искусственного промораживания приустьевых зон Установки активного действия. При освоении Северного склона Аляски (США) было испытано специальное шахтовое направление [41], сконструиро ванное из двух концентрически расположенных и сваренных между собой труб и 2 размером 0,6100,406 м (рис. 6.8). Длина направления 18 м (две 9-ти метро вые трубы соединяют с помощью приварных фланцев). После сварки кольцевое пространство 3 вакуумировали, благодаря чему была создана термоизолирующая зона. Снаружи к трубам диаметром 0,610 м приваривали охлаждающий трубо провод 4 в виде змеевика. Всю эту сварную конструкцию спускали в ствол диа метром 0,850 м, пробуренный с помощью ложечного бура. На восьми сваях 5, непосредственно расположенных вокруг скважины, также устанавливали охлаж дающий трубопровод 4.

Система наблюдения за температурой в зоне многолетней мерзлоты на буровой площадке включала три термопары, установленные на определенной глубине между охлаждающим направлением и первым рядом свай, между пер вым и вторыми рядами, а также за пределами свайного поля. Было установлено, что некоторые колебания температур возникали между скважиной и первым рядом свай. Эти колебания находились в пределах минус 8…минус 4°С при ес тественной температуре мерзлых пород минус 8°С. Когда температура повы шалась до минус 4°С, включалось холодильное устройство и работало оно до тех пор, пока температура не снижалась до минус 8°С. Охлаждающей жидко стью служил гликоль, охлаждающийся при циркуляции через теплообменник холодильного агрегата. Охлажденный гликоль направлялся в охлаждающие системы, работающие в автономном режиме, через индивидуальные циркуля ционные трубопроводы.

Рис. 6.8. Система защиты от таяния вечномерзлых пород вокруг ствола скважины:

1, 2 – труба;

3 – кольцевое пространство;

4 – охлаждающий трубопровод;

5 – сваи В отечественной промышленности также проведены испытания некото рых систем искусственного промораживания приустьевых зон. Одна из них ис пытывалась на скважине 1-Болгохтовская [28] (рис. 6.9,а). Основным элементом устройства является вихревая трубка, прикрепленная крепежным хомутом и выполняющая роль генератора холода. В этой трубке поступающей от компрессора сжатый воздух по линии 1, коллектору 4 и патрубку 5 разделя ется на два потока: горячий и холодный. Горячий поток направляется для хо зяйственных нужд, а холодный поток поступает в теплообменную полость и охлаждает сопряженный с шахтовым направлением мерзлый массив, а затем удаляется в атмосферу через выводную линию и вентиляционные отверстия, совершая полезную работу в воздуховоде по предварительному охлаждению сжатого воздуха в линии. Широкого применения в промышленности устройст во не нашло.

Вторая система реализована на скважине 100-Возей. Приустьевая зона при этом промораживалась с помощью шахтового направления «Джол»

(рис. 6.9,б).

Являясь основным элементом системы, рефрижераторное шахтовое направление имеет наружный диаметр 914 мм, внутренний – 711 мм. Верх няя секция направления включает разделительную трубу диаметром 0,761 м, предназначенную для предохранения тепловой изоляции от насы щения хладоносителем.

Хладоноситель подготавливается с помощью рефрижераторного агрегата «Термокинг», установленного на дневной поверхности (на рисунке не показа но), оснащенного холодильной машиной и контуром подготовки хладоносителя ХН, подаваемого принудительным образом в верхнюю секцию рефрижератор ного шахтового направления. В процессе работы охлаждающей системы темпе ратура на границе с мерзлым массивом достигала минус 6°С, что обеспечивало плотное смерзание мерзлых пород с наружной поверхностью шахтового на правления.

Недостатком устройства является необходимость резервирования допол нительного холодильного агрегата и содержания квалифицированного персона ла для обслуживания холодильной системы. В противном случае эксплуатационная надежность становится исключительно низкой.

Рис. 6.9. Схема охлаждения приустьевой зоны скважины: а – с генератором холода: 1 – линия сжатого воздуха;

2 – воздуховод холодного притока;

3 – вентиляторы;

4 – коллекторы;

5 – патрубок;

6 – мерзлый массив;

7 – покрытие;

8 – выводная линия;

9 – крепежный хомут;

10 – генератор холода;

11 – двустенное шахтовое направление;

12 – теплообменная полость;

13 – холодный поток газа;

14 – горячий поток газа;

б – с шахтовым направлением «Джол»: 1 – рефрижераторное шахтовое направление;

2 – камера охлаждения;

3 – тепловая изоляция;

4 – кондуктор;

– граница протаивания;

ХН – хладоноситель Установки пассивного действия. Общий вид системы представлен на рис. 6.10. Принципиально она состоит из двух узлов: подземного 6 и наземного 16 [41]. Подземный узел 6 представляет собой рефрижераторное шахтовое на правление РШН, которым оснащается приустьевая зона скважины в условиях многолетней мерзлоты. Конструктивно РШН изготовлен из двух труб 6 и 7 диа метрами соответственно 0,920 и 0,530 м, коаксиально размещенных друг относи тельно друга (длина корпуса 12 м) и скрепленных между собой с помощью днища 8 и верхней крышки 4. В этой крышке на подвеске укреплены циркуляци онные трубы 5 (обычно 8 штук), размещаемые в кольцевой полости РШН. Верх ний конец труб 5 через присоединительные втулки 3 сообщается с распределительным устройством 2, которое в принципе может быть совмещено с корпусом 6 и оснащается двумя патрубками. Патрубок 1 предназначен для под ключения к активной холодильной машине, если таковая предусматривается для подготовки хладоагента, а патрубок 15 – к парожидкостной охлаждающей уста новке 16. В процессе бурения РШН работает в режиме принудительной цирку ляции хладоносителя, подготавливаемого в холодильной машине (на рисунке не показано), размещаемой на дневной поверхности. Хладоноситель заданной тем пературы через патрубок 1 и распределитель 2 поступает в присоединительный узел 3, затем в циркуляционные трубы 5 и охлаждает стенку корпуса 6, контак тирующего с мерзлым массивом. Поступление холода к трубе 7 ограничивается теплоизоляционным покрытием 12.

После завершения бурения и пуска скважины в эксплуатацию режим ра боты РШН изменяют. Для этой цели патрубок 1 отсоединяют от холодильной машины, а распределительное устройство 2 с помощью наклонной трубы стыкуют с охлаждающей установкой 16, размещаемой в 3…5 м от устья сква жины и работающей на принципе конденсации низкокипящей жидкости 11, за правляемой в циркуляционные трубки 5 после их продувки и герметизации нижнего торца с помощью пробки 10. Благодаря трансляции холода в трубки и теплообмену с замерзающей жидкостью, заполняющей межтрубную полость 13, образуется цилиндр льда, выполняющий роль аккумулятора холода. Избы ток холода передается через стенку корпуса 6 в окружающий мерзлый массив.

В летний период запас холода в цилиндре льда расходуется на компенсацию радиального теплового потока, поступающего от лифтовой колонны. Система приустьевого охлаждения работает в автоматическом режиме и не требует спе циального обслуживания, кроме эпизодической подзаправки пропан-бутаном, фреоном или другой низкокипящей жидкостью.

Рис. 6.10. Парожидкостная система охлаждения приустьевой зоны скважины в условиях многолетней мерзлоты:

1 – входной патрубок;

2 – распределительное устройство;

3 – присоединительный узел;

4 – крышка;

5 – циркуляционная труба или термосифон;

6 – корпус;

7 – внутренняя труба;

8 – днище;

9 – раструб;

10 – пробка;

11 – рабочий агент;

12 – упруго эластичный элемент;

13 – замерзающая жидкость;

14 – фланец;

15 – наклонная труба;

16 – охлаждающая установка с аккумулятором холода Особенностью охлаждающей установки является ее способность не толь ко транслировать холод, но запасать и сохранять его. Это достигается путем промораживания специальных жидкостей в ёмкостях охлаждающей установки.

Промораживание жидкости осуществляется в зимний период, обычно в период пуска приустьевой охлаждающей системы и специального технологического времени не требует. При этом часть теплообменника оказывается размещенной в промороженной среде, и запасенный в этой среде холод способствует продле нию работы установки в летнее время.

В качестве жидкостей, аккумулирующих холод, применяются водные растворы минеральных солей, количественное содержание которых в растворе выбирается в зависимости от необходимой температуры фазовых переходов.

Выбор составов аккумулирующих жидкостей осуществляется исходя из мини мальной температуры мерзлых пород.

Другой перспективной активной системой является приустьевое устрой ство со сменными стержневыми оболочками [111], которыми оснащаются кольцевые пространства шахтовых направлений как с парожидкостной охлаж дающей установкой самонастраивающегося типа (рис. 6.11,а), так и с установ кой принудительной протяжки атмосферного воздуха (рис. 6.11,б). Сущность работы таких устройств заключается в том, что в кольцевое пространство меж ду наружной трубой 1 и внутренней 2, покрытой теплоизоляционным слоем 3, устанавливают стержни 4, представляющие собой металлические, пластмассо вые, резиновые или другие оболочки, заполненные рабочей замерзающей жид костью (например, водой).

При работе парожидкостной 5 или установки принудительной протяжки воздуха 6 рабочая жидкость кристаллизуется, превращаясь в лед, и аккумули рует, таким образом холод, запасая его в кольцевом пространстве шахтового направления. Возникает своеобразный ледовый цилиндрический щит, погло щающий тепло, поступающее от ствола скважины. При этом избыток холода, запасенный в стержнях 4, передается через стенку внешней трубы 1 в сопря женный с нею мерзлый массив, поддерживая на плоскости сопряжения отрица тельную температуру и предотвращая, таким образом, протаивание мерзлых пород в приустьевой зоне скважин. В зимнее время стержни 4 можно предвари тельно заморозить на дневной поверхности и затем установить в кольцевое пространство шахтового направления Такой прием особенно полезен в том случае, когда забуривание скважины намечается произвести в летнее время. Запасенные впрок за зимний период стержни можно периодически заменять в кольцевом пространстве после про таивания содержащейся в них рабочей жидкости. Хранение замороженных стержней осуществляется в теплоизолированном бункере.

Рис. 6.11. Приустьевая термозащита с подвесными стержнями: а – самонастраивающегося типа;

б – с принудительной протяжкой атмосферного воздуха;

1 – наружная труба;

2 – внутренняя труба;

3 – теплоизоляционный слой;

4 – подвесные стержни;

5 – парожидкостная охлаждающая установка;

6 – принудительная вытяжная охлаждающая установка;

7 – термосифон Термозащитные экраны. В качестве термозащитных экранов целесооб разнее всего использовать термоизолированные насосно-компрессорные трубы (ТНКТ).

Выбор насосно-компрессорных труб в качестве основного звена тепловой изоляции скважины объясняется тем, что, исходя из общефизических представ лений, величина теплового потока обратно пропорциональна диаметру тепло генерируемого канала. Диаметр насосно-компрессорных труб – наименьший в поперечных габаритах конструкции скважины. Таким образом, теплоизоляция насосно-компрессорных труб с теплоэнергетической точки зрения наиболее эффективна.

Все остальные средства термозащитного экранирования, используемые совместно с термоизолированными насосно-компрессорными трубами, являют ся дополняющими и усиливающими основной эффект. При использовании этих средств без ТНКТ термозащитный эффект существенно снижается.

Зарубежные конструкции. В зарубежной практике наиболее широкую известность приобрели теплоизолированные насосно-компрессорные трубы типа «Термокейз» (рис. 6.12,а). Принципиально «Термокейз» представляет собой конструкцию двух коаксиально зафиксированных по торцам стальной диафрагмой 3 наружных 1 и внутренних 2 труб, из которых несущими явля ются наружные, а гибкий элемент 3 выполняет одновременно роль компенса тора линейных термических удлинений. Изоляция 7 выполнена из макропористого полимерного материала, представляющего собой эластичное полотно толщиной 1,5 мм, многослойно обернутое совместно с амальгамиро ванной пластиковой пленкой (майларом) вокруг цилиндрической основы, ко торая выполнена из упруго эластичного полистирола. Внутренняя и внешняя поверхности цилиндрической основы также покрыты амальгамой. Цилинд рическая основа с обернутой вокруг нее тепловой изоляцией представляет собой теплоизоляционный модуль длиной 1,5 м, надеваемый при сборке теп лоизолированной секции на тело внутренней трубы 2. Выполненное таким образом теплоизолированное покрытие по всему телу трубы дополнительно в межтрубной полости не фиксируется.

После сборки труб теплоизолированная полость вакуумируется или за полняется низкотемпературным газом (например, криптоном) через специаль ные отверстия 9. Для предотвращения повреждения изоляции 7 при сварке диафрагм 3 между ними устанавливается жаростойкое кольцо 5 из асбестового материала, которое одновременно служит и теплоизолятором. Снижение теп лопотерь в замковых соединениях достигается установкой торцовых теплоизо ляционных уплотнений 4 различной конфигурации.

Рис. 6.12. Термоизолированные трубы зарубежных фирм: 1 – наружная труба;

2 – внутренняя труба;

3 – торцевая диафрагма;

4 – торцовое теплоизоляционное уплотнение;

5 – жаростойкое кольцо;

6 – покрытие;

7 – тепловая изоляция;

8 – сварной шов;

9 – отверстие для вакуумирования Следует отметить, что торцевая диафрагма 3 является чрезвычайно на груженным узлом соединения, подверженным сложным циклическим дефор мациям при компенсации линейный термических удлинений труб. Для повышения надежности этого узла в условиях значительной разности воздейст вующих на наружную и внутреннюю трубы температур торцевое соединение может выполняться в виде сильфонного устройства (рис. 6.12,б).

С целью разгрузки диафрагмы 3 от циклических нагрузок при темпера турных удлинениях предложена конструкция теплоизолированной пенопо лиуретановой секции, сборка которой в теплоизолированную колонну осуществляется путем сварки торцов 8 внутренних труб 2 (рис. 6.12,в). Сварка производится через зазор между торцами наружных труб 1. После завершения сварки этот зазор заполняется пенополиуретановым торцевым теплоизоляци онным уплотнением 4, удерживаемым в теле трубы покрытием 6, с фиксацией его при помощи хомутов. Такая конструкция исключает возникновение на пряжений в диафрагме 3 при термических линейных удлинениях внутренней трубы 2.

Развитие этой идеи прослеживается в конструкции теплоизолированных труб, представленных на рис. 6.12,г. Здесь торцы коаксиальных труб крепятся между собой с помощью упорных приварных конусов 3, а сборка теплоизоли рованных секций в колонну осуществляется традиционным свинчиванием внутренних труб 2, что значительно повышает технологичность и безопас ность работ при спуске колонны. Торцевой зазор после свинчивания заполня ют теплоизолирующим материалом эластомером 4 с полимерным фикси рующим покрытием 6.

И, наконец, существует класс вакуумированных труб. В конструкции, представленной на рис. 6.12,д, межтрубная полость, герметизированная прива ренными диафрагмами 3, вакуумируется через отверстие 9 и содержит тепло изоляционный экран 7 из твердого поропласта. Такой же экран 4 использован в качестве торцевого теплоизолятора. Термозащитная надежность таких конст рукций проблематична из-за абсолютно жесткой связи между внутренней и на ружной трубами, а также из-за наличия значительного количества сварных швов.

По замыслу конструкторов фирмы «Бейкер Пэкер», этих недостатков ли шена вакуумированная секция, изображенная на рис. 6.12,е. Межтрубная по лость этой конструкции образуется сваркой под давлением торцов внутренних 2 и наружных 1 труб, что предполагает наличие лишь двух сварных швов 8. Ва куумирование осуществляется через отверстие 9 на внутренней трубе 2, кото рая не является несущей. Компенсация температурных напряжений на этой трубе осуществляется за счет деформации ее средней части. Обращает на себя внимание отсутствие тепловой изоляции в узлах соединения.

Отечественные конструкции. Из отечественных конструкций в промы словой практике использованы в 1980 г. на Южно-Соленинском газоконденсат ном месторождении теплоизолированные насосно-компрессорные трубы, разработанные и изготовленные ВНИИГАЗом. Принципиально конструкция этих труб (рис. 6.13,а) включает наружную 1 и внутренную 2 трубы диаметром соответственно 0,168 и 0,073м с толщиной стенки 0,0090 и 0,0055 м, (сталь группы прочности Д), концевые полуторовые диафрагмы 3 из нержавеющей стали, привариваемые аргонной сваркой 8 к торцам труб, теплоизоляцию 7 из пенополиуретана ППУ-308М, вспениваемого непосредственно в межтрубном пространстве через отверстия 9, и теплоотражающий альфолевый экран 5. Не сущими трубами являются наружные, свинчивание которых осуществляется с помощью стандартной муфты 6. Торцевые стенки уплотняются резиновым кольцом 4. Средний фактический эффективный коэффициент теплопроводно сти составил 0,051Вт/(м°С).

Промысловые испытания этих труб на скважине с устьевой температурой газа 20,5°С показали, что они обеспечивают сохранность отрицательной темпе ратуры на контакте крепи скважины с мерзлым массивом. В контрольной сква жине за тот же период температура ее стенки составила 7,4°С.

Однако рассмотренная конструкция труб не предназначена для работы в условиях значительного перепада температур между внутренними и наружны ми трубами. При этом слабым звеном является торцевая диафрагма 3, выпол няющая роль компенсатора термических удлинений. Стендовые испытания показали, что выход из строя этой диафрагмы возможен в пределах первого де сятка циклических изменений температуры. В связи с этим в конструкциях труб для нефтедобывающих и теплонагнетательных скважин, предназначенных для работы в мерзлоте, большое внимание уделяют разработке узлов гермети зации стыков и компенсации термических удлинений.

Задача герметизации стыков решалась автором [105] путем установки между торцами внутренней трубы 2 (рис. 6.13,б) специальной уплотнитель ной втулки 10, изготовленной из ковкого металла. Перед свинчиванием теп лоизолированных секций эта втулка устанавливается на верхний торец внутренней трубы 2, выполненный в виде усеченного конуса с наружной резьбовой насечкой.

Рис. 6.13. Термоизолированные трубы отечественных конструкций: 1 – наружная труба;

2 – внутренняя труба;

3 – торцевая диафрагма;

4 – торцевое теплоизоляцион ное уплотнение;

5 – теплоотражающий альфолевый экран;

6 – муфта;

7 – тепловая изоляция;

8 – сварной шов;

9 – отверстие для вспенивания полиуретана;

10 – уплот нение;

11 – стопорное кольцо;

12 – воздушная полость;

13 – поджимная гайка;

14 – фасонная муфта;

15 – гофрированная диафрагма Нижний ответный торец внутренней трубы 2 имеет расточку в виде по лумуфты для осесимметричного поджатия втулки 10 при свинчивании секций.

Мягкий металл затекает в выемки резьбовой насечки и плотно растекается во внутреннем пространстве верхней торцевой полумуфты, обеспечивая надеж ность герметизации стыков внутренних труб 2. После развинчивания секций ковкий металл пригоден к восстановлению формы путем его переплавки. Ком пенсация термических удлинений решается так же, как и в предыдущей конст рукции (см. рис. 6.13,а). В качестве тепловой изоляции используется базаль товое волокно 7 в виде полотна толщиной 1,5...3,0 мм с теплоотражающими альфолевыми экранами 5. При этом коэффициент эффективной теплопроводно сти трубы составляет 0,044Вт/(м°С), а теплопроводность теплоизоляции ( слой базальтового волокна с альфолью) – 0,0317Вт/(м°С).

Задача герметизации стыков и компенсации термических удлинений, представленная на рис. 6.13,в, решена несколько иначе [107]. Несущими здесь являются внутренние трубы 2, жестко связанные приварной воронкообразной диафрагмой 3 с наружной трубой 1. Другой конец этой трубы снабжен фасон ной муфтой 14 с уплотнением 10. После свинчивания труб 2 по муфте 6 и сво бодного сочленения конца трубы 1 с фасонной муфтой 14 укладывается уплотнительный шнур 10 и поджимается гайкой 13. Этим достигается гермети зация стыков. Компенсация температурных удлинений, возникающих во внут ренней трубе, осуществляется перемещением торца наружной трубы относительно уплотнения 10, поверхности фасонной муфты 14 и поджимной гайки 13. Теплоизоляционная полость 7 герметизируется приваркой диафрагмы 3 с одной стороны и специальным уплотнительным узлом 4 с другой. Гидрав лические испытания опытного образца такой трубы показали ненадежность сварного шва 8 и уплотнительного узла 4.

Для повышения надежности уплотнительного узла была разработана кон струкция, представленная на рис. 6.13,г [106]. Эта конструкция включает коак сиально размещенные наружную 1 и внутреннюю 2 трубы, на концы которых навернуты кольцевые диафрагмы 3, ответной конструкции с резиновым уплот нительным кольцом 4. Фиксаторы 11 удерживают внутреннюю трубу 12 от вы скальзывания из внешней трубы 1, обеспечивая в то же время свободу термокомпенсационного перемещения, т.к. внешняя сторона диафрагмы 3 об разует зазор с наружной трубой 1. Принцип действия уплотнения понятен из рисунка.

В конструкции труб без сварных соединений (рис. 6.13,д) диафрагмы крепятся на резьбовых концах внутренних труб 2 относительно наружной тру бы 1. С этой целью концы внутренних труб 2 снабжаются навинчиваемыми диафрагмами 3 с манжетными уплотнениями воротникового типа 10, входящи ми в свободное сопряжение с внутренней поверхностью наружной трубы 1. Это обеспечивает степень свободы в аксиальном перемещении внутренней трубы.


Уплотнения 10 поджимаются гайками 13. Для предотвращения тепловых по терь через муфтовое соединение устанавливается торцевое уплотнение 4 из эластичноупругого пористого материала.

Наиболее простой в исполнении, долговечной и надежной в работе явля ется термоизолированная секция с наружными гофрированными компенсато рами температурного расширения [18]. Конструкция такой секции представлена на рис. 6.13,е. Она состоит из секций коаксиально расположенных внутренних 1 и наружных 2 труб, в стенках которых встроены компенсаторы температурного расширения, выполненные в виде гофрированных диафрагм 15.

Между внутренними и наружными трубами размещен теплоизолирующий ма териал 4, в виде чередующихся слоев базальтового холста и алюминиевой фольги. Наружные трубы имеют узлы соединения, состоящие из муфт 5, цен трирующих колец 6 и торцевого уплотнения 7. Гофрированные диафрагмы привариваются к наружным трубам. Центрирующие кольца 6 также могут быть укреплены с помощью сварки, т.к. здесь сварные швы не испытывают силовых нагрузок от термоудлинений. Эти нагрузки компенсируются гофрированной диафрагмой 15, которая легко изменяет осевые линейные размеры при разно температурном нагреве внутренних и наружных труб.

Промысловые испытания прошли термоизолированные трубы двух по следних конструкций.

В частности, термоизолированная секция с внутренней подвижной тру бой представлена на рис. 6.14,а с наружным встроенным компенсатором темпе ратурного расширения – на рис. 6.15. Как видно из этого рисунка, наружный компенсатор может быть изготовлен из металла, например, легированной хро моникелевой стали (рис. 6.15,а). Это несколько удорожает конструкцию. Менее затратный вариант наружного термокомпенсатора представлен на рис. 6.15,б.

Он изготавливается из эластичного материала методом прессования или литья и представляет собой гофрированную по середине манжету 3 с овальными поя сками 10, предназначенными для герметичного контакта манжет с телом трубы.

Для этой цели на концах разъема труб протачиваются ответные углубления, а посадка поясков 10 в эти углубления производится на клей. Для защиты эла стичной манжеты 3 от механических воздействий предусматривается разъем ный кожух 8, один конец которого введен в паз 11 наружной трубы, а другой скользит относительно неё. При монтаже кожух стягивают так, чтобы он плот но облегал концы манжеты, но не препятствовал их продольному перемещению относительно внутренней поверхности незакрепленной части кожуха.

Рис. 6.14. Термоизолированная секция с внутренней подвижной трубой:

1 – труба внутренняя;

2 – муфта;

3 – труба наружная;

4 – многослойный теплоизолирующий материал;

5 – втулка;

6 – набор кассет;

7 – кольцо уплотнительное;

8 – кольцо защитное;

9 – гайка;

10 – уплотнение торцевое Рис. 6.15. Термоизолированная секция с наружным встроенным компенсатором:

а – металлический гофр;

б – резиновый гофр;

1 – внутренняя труба;

2 – наружная труба;

3 – гофрированная диафрагма;

4 – теплоизоляция;

5 – муфта;

6 – центрирующие кольца;

7 – торцевое уплотнение;

8 – кожух;

9 – втулка;

10 – овальные пояски;

11 – паз Для фиксации внутреннего размера эластичного (например, резинового) гофра предусматривается металлическая втулка 9 с крепежным кольцом 12. Те плоизолирующий материал 4 выполнен из чередующихся слоев базальтового холста и алюминиевой фольги. Центрирующие кольца 6 приварены или при соединены на резьбе к внутренним и наружным трубам, стандартная муфта герметично соединяет наружные трубы 2, а уплотнительные кольца 7 выпол няются из ковкого металла, например, из меди, и гофрируются.

При разнотемпературном прогреве и удлинении внутренней трубы 1, на ружные трубы 2 раздвигаются относительно друг друга в месте разъема, пере крытого гофрированной манжетой 3, форма, эластичность и упругость которой позволяют многократно изменять ее линейные размеры без риска возникнове ния силовых напряжений в сварных или резьбовых соединениях центрирующих колец 6, сочленяющих торцы коаксиальной теплоизолированной секции.

Опытные образцы труб прошли стендовые испытания и показали удовлетвори тельную работоспособность.

6.4. Компоновка термозащитного оборудования Активность протаивания мерзлых пород в прискважинной зоне определя ется конкретными геокриологическими условиями на точке заложения скважи ны (температурный режим криолитозоны, льдистость мерзлых пород, степень усадочности при протаивании, литологический тип пород) и термоактивностью скважины, которая определяется температурой добываемого флюида, дебитом и диаметральными размерами конструкции.

В зависимости от сочетания этих двух факторов оснащение скважины термозащитным оборудованием рекомендуется [18] проводить по нескольким схемам (рис. 6.16).

Тип 1. Устье скважины и ее ствол оснащаются термоизолированными на сосно-компрессорными трубами 4, которые устанавливаются на опасных с точ ки зрения протаивания глубинах и в пространстве, образованном благодаря глубинной подвеске эксплуатационной колонны внутри промежуточной (узлы 5 и 6). Кольцевое пространство между теплоизолированными и обсадными тру бами освобождается от жидкости. С одной стороны, это предотвращает случай ность попадания жидких сред в термозащитную оболочку, а с другой – воздушный зазор 3 служит дополнительным термозащитным экраном.

Рис. 6.16. Принципиальные схемы оснастки скважин в интервалах многолетней мерзлоты: 1 – шахтовое направление;

2 – цемент;

3 – воздушный зазор;

4 – теплоизолированные трубы;

5 – пакер;

6 – глубинная подвеска;

7 – теплоизоляционый слой;

8 – низкотеплопроводная жидкость (гель);

9 – дефлектор;

10 – охлаждающая установка;

11 – термосифон;

12 – лед;

13 – каналы для воздушной циркуляции;

14 – приточные окна;

15 – стержни льда;

– направление воздушных потоков Тип 2. Устье скважины оборудуется теплоизолированным шахтовым на правлением 1, действующим на принципе естественного проветривания или конвективной протяжки воздуха. Пассивная теплоизоляция выполнена в виде термозащитного экрана 7 и воздушного кольцевого зазора 3. Термозащитный экран представляет собой оболочку из пористого или волокнистого материала закрытой пористости. Воздушный зазор оборудован вытяжными 13 и приточ ными 14 каналами, которые предназначены для организации циркуляционного взаимодействия конвективных потоков воздуха с атмосферой. Побудительным мотивом этого процесса является повышение температуры на наружной по верхности термозащитного экрана 7. Прогретый воздух внутренним пристен ным потоком устремляется вверх к вытяжному патрубку 13, создавая разрежение в кольцевой полости 3. Возникший барический дефицит возмеща ется притоком холодного воздуха из атмосферы, поступающего в кольцевую полость через перфорированные окна 14 и омывающего при этом наружную стенку шахтового направления 1, контактирующую с мерзлым массивом. Та кая конвективная протяжка воздуха протекает автомодельно и в зимний пери од не требует специального обслуживания, кроме наблюдения за состоянием приточно-вытяжных элементов.

С наступлением периода положительных температур (3…5°С) конвек тивная циркуляция ограничивается или приостанавливается полностью. Воз душный зазор 3 оснащается съемными стержнями льда 15, запакованного в металлические или эластичные оболочки [111]. Стержни заготавливаются в зимний период, представляют собой аккумуляторы холода и выполняют роль ледяного экрана, расходующего холод для компенсации теплового потока, ге нерируемого скважиной. Таким образом, ледяные стержни способствуют по вышению общего ресурса работы термозащитного устройства и увеличению его теплоизолирующей способности.

Эффективность тепловой изоляции повышается заполнением межтрубно го пространства 8 низкотеплопроводными жидкими средами (нефть, гели, за гущенные суспензии и т.п.).

Тип 3. Относится к пассивно-активному типу оснастки термозащиты. Теп лоизолированное шахтовое направление 1 оснащено системой принудительной протяжки воздуха в виде батареи дефлекторных устройств 9. В качестве пассив ного элемента конструкция скважины включает термоизолированную колонну 4.

Тип 4. Относится к активно-пассивному типу термозащиты. В части пас сивной составляющей оснастка включает все элементы, присущие предыду щему типу: теплоизолированные трубы 4, теплозащитную оболочку 7 и низкотеплопроводные заполнители 8. Однако превалирующим элементом этой конструкции является активная составляющая термозащиты [109] – теплоизо лированное шахтовое направление рефрижераторного действия 1 (РШН), предназначенное для предотвращения протаивания мерзлых пород в приусть евой зоне скважины высокой термоактивности. Конструкция РШН позволяет поддерживать на контакте с мерзлым массивом отрицательный температур ный режим, обеспечивая эффект искусственного промораживания приустье вой зоны. Полость РШН заполняется водой, замерзающей в дальнейшем с образованием ледяной цилиндрической оболочки вокруг работающей скважи ны. Холод, запасенный в ледяном цилиндре, расходуется на теплосъем пото ков, поступающих от работающей скважины, а лед цилиндра при таянии создает эффект тепловой завесы. Этот эффект особенно полезен в летнее вре мя, обеспечивая надежную работу охлаждающего устройства в период поло жительных температур атмосферного воздуха.

Спуск и размещение термоизолированной колонны в скважине несколь ко специфичны и требуют применения дополнительного оборудования. Однако это оборудование и специфика спуска термоизолированных труб не выходят за рамки традиционных технологий сооружения конструкций скважин в процессе их строительства, что демонстрируется на рис. 6.17.

В обсадную колонну 1, перекрывающую толщу мерзлых пород, спуска ется на бурильных трубах 2 эксплуатационная колонна 8, верхняя часть ко торой оборудована безрезьбовым разъединителем 4, пакером 5 и глубинной подвеской 6.

После спуска колонны 8 на заданную глубину приводят в работу глубин ную подвеску 6, заклинивая ее с помощью радиальных шлипсов на внутренней поверхности обсадной колонны 1. Дальше закачивают цемент 7 с целью креп ления колонны 8 и приводят в действие пакер 5, герметизируя затрубную по лость. Затем раскрывают стопорное устройство клиновидных сегментов безрезьбового разъединителя 4, отсоединяют его от подвешенной колонны, тщательно промывают скважину от оставшегося в стволе цементного раствора и извлекают колонну бурильных труб на поверхность. После затвердения це ментного раствора 7 в затрубном пространстве внутрь скважины спускается лифтовая колонна 9, оснащенная в верхней части теплоизолированными труба ми 3, а в нижней части – телескопическим компенсатором температурных уд линений 10 для предотвращения продольных изгибов лифтовой колонны при возникновении температурных перепадов. Ниже телескопического компенсато ра может быть установлен дополнительно пакер 5.

Рис. 6.17. Схема компоновки скважинного оборудования: а – бурение;

б – добыча;

1 – обсадная колонна;

2 – бурильные трубы;

3 – теплоизолированные насосно компрессорные трубы;

4 – безрезьбовой разъединитель;

5 – пакер;

6 – глубинная подвеска;

7 – цемент;

8 – эксплуатационная колонна;

9 – лифтовая колонна;

10 – телескопический компенсатор;

– граница мерзлых пород Необходимость и целесообразность спуска в скважину того или иного уз ла оборудования решается в каждом конкретном случае.

Для крепления колонны на заданной глубине используют глубинную подвеску (рис. 6.18,а), которую крепят с помощью выдвижных шлипсов 3 на внутренней поверхности обсадной колонны 10. Глубинная подвеска состоит из трубы 2 с муфтовым соединением 9 для свинчивания с колонной обсадных труб;

конусов 1 с внутренней резьбой для сборки секций подвески в комплекс или для соединения с пакером;

шлипсов 3, укрепленных на шлипсодержателе 4, который вмонтирован в цилиндр 6, имеет уплотнительные элементы 5 и может перемещаться в цилиндре 6 по поверхности трубы 2.

Глубинная подвеска приводится в действие давлением жидкости, которое создается внутри трубы 2. Для этой цели на ее торце установлена диафрагма 8, рассчитанная на заданное давление срабатывания и давление разрушения. Че рез отверстие 7 давление передается на торец шлипсодержателя 4, перемещаясь он выдвигает по образующей конуса 1 шлипсы 3 до сцепления их с внутренней стенкой колонны 10. Легким расхаживанием обсадной колонны подвеску вво дят в действие. Усилие расхаживания должно быть не больше усилия среза штифтов на пакере, укрепленном выше глубинной подвески. Затем давление внутри колонны поднимается до разрушающего и диафрагма 8 срезается. Ко лонна готова к проведению операции цементирования или замещения в затруб ном пространстве бурового раствора на теплоизолирующий гелевый состав или незамерзающую жидкость. После завершения этой операции затрубное про странство уплотняется пакером.

Пакер (рис. 6.18,б) является механическим устройством и служит для герметизации затрубного пространства. Пакер состоит из цилиндра 10 с рези новыми манжетами 7, разобщенными кольцами 8, цилиндрического упора 2, зафиксированного штифтами 4, с переводником 1 для свинчивания с безрезьбо вым разъединителем. Свинчивание с глубинной подвеской осуществляется с помощью резьбовой части на нижнем конце цилиндра 10.

Для приведения пакера в работу необходимо создать осевую нагрузку, обеспечивающую срезание штифтов 5. Упор 4, перемещаясь, деформирует ре зиновые манжеты 7, плотно прижимая их к внутренней стенке колонны 9. Упор перемещается до тех пор, пока пружинная защелка 5 не фиксируется в гнезде 6, пакер закрывается. Затем производится операция отсоединения бурильной ко лонны от колонны подвешенных в скважине обсадных труб путем приведения в действие безрезьбового разъединителя.

Рис. 6.18. Скважинное оборудование: а – глубинная подвеска: 1 – конус;

2 – труба;

3 – шлипс;

4 – шлипсодержатель;

5 – уплотнение;

6 – цилиндр;

7 – отверстие;

8 – диафрагма;

9 – муфта;

10 – обсадная труба;

б – пакер: 1 – переводник;

2 – упор;

3 – муфта;

4 – штифт;

5 – пружинная защелка;

6 – проточка;

7 – манжета;

8 – кольцо;

9 – обсадная труба;

10 – цилиндр;

в – разъединитель безрезьбовой: 1 – ствол;

2 – втулка;

3 – винт;

4 – планка;

5 – пружина;

6 – стакан;

7 – сегмент;

8 – гайка;

9 – муфта;

г – компенсатор телескопический: 1 – муфта;

2 – цилиндр;

3 – уплотнение;

4 – шток;

5 – корпус;

6 – гайка;

7 – резьба;

8 – фиксатор;

9 – резьбовое соединение;

10 – муфтовое соединение с НКТ Безрезьбовой разъединитель [65] (рис. 6.18,в) предназначен для отсо единения бурильных труб от опускаемой в скважину обсадной колонны после завершения работ по ее подвеске в предыдущей колонне. Состоит из корпуса с резьбой для подсоединения к бурильной колонне, втулки 2 с крепежными винтами 3, выталкивающей планки 4 и пружин 5, установленных в стакане 6, а также сегментов 7 свободно сочлененных с планкой 4 болтом и гайкой 8. В транспортном положении втулка 2 находится в канале корпуса 1. При этом сег менты 7 выталкиваются болтом за пределы гнезд и входят в специальные про точки муфты 9, что обеспечивает ее осевую фиксацию с корпусом 1. В свою очередь муфта навинчивается на спускаемую в скважину обсадную колонну.

При установке втулки 2 в канал корпуса пружина 5 сжимается, запасая упругую энергию. Отсоединение безрезьбового разъединителя производится с помощью шара, сбрасываемого в поток промывочной жидкости. После посадки шара в седло и срезания крепежных винтов 3 втулка 2 проскальзывает вниз, освобож дая энергию сжатой пружины 5. При этом сегмент 7 будет стягиваться внутрь, исходя из зацепления с муфтой 9. Разъединение производится при легкой разгрузке инструмента.

Телескопический компенсатор температурных удлинений (рис. 6.18,г) предназначен для предотвращения продольных изгибов лифто вой колонны при возникновении температурных перепадов и устанавливает ся в нижней части колонны насосно-компрессорных труб при эксплуатации с опорой на забой или при наличии внизу колонны пакера. Конструкция ком пенсатора включает муфту 1, имеющую в верхнем торце резьбу 7 для под соединения к колонне насосно-компрессорных труб, а в нижнем – транспортный фиксатор 8 резьбового типа для свинчивания с цилиндром 2 в период транспортировки устройства. Цилиндр снабжен уплотнителем 3, а в нижней части имеет резьбовое сочленение 9 с корпусом 5. Корпус заканчива ется муфтовым соединением 10 для свинчивания с НКТ. Перед спуском в скважину транспортный фиксатор разъединяется, при этом цилиндр 2 пере мещается вниз до упора в гайку 6. После спуска колонны в скважину ход штока выбирается из условия температурного режима скважины, т.е. в зави симости от ожидаемых осевых удлинений колонны. Шток 4 полирован, его общая длина составляет от 3 до 6 м.

7. Бурение скважин в мерзлых породах 7.1. Режимы бурения Как известно, к параметрам режима бурения относят осевую нагрузку на долото (РД,т), частоту его вращения (nД,об/мин), количество промывочной жид кости (Q, л/сек).

В мерзлых породах степень устойчивости стенок скважины в преобла дающей мере зависит от температуры промывочного раствора: скорость таяния льда возрастает с повышением температуры внешней среды. Поэтому для усло вий бурения в мерзлых породах параметры режима бурения дополняют показа телем температуры бурового раствора (tБР):

Rб = f (РД, nД, Q, tБР).

Эти параметры определяются опытно-экспериментальным путем.

Так, осевая нагрузка на долото (РД, т) поддается гибкому регулирова нию. Как показал опыт [79], при проходке мерзлых пород криолитозоны на грузку на долота диаметром 215…394 мм целесообразно поддерживать в пределах 80…160 кН.

Частота вращения долота (nД, об/мин). Как показала практика, в ка честве основного способа при бурении криолитозоны целесообразно ис пользовать роторный, причем бурение под шахтовое направление осуществляют с помощью шнека без промывки. Применение шнека позво ляет получить ствол номинального диаметра, обеспечить нормальный спуск шахтового направления, цементирование, сохранив естественное состояние пород [14]. Рекомендовано также вскрытие криолитозоны осуществлять пионерным стволом, диаметр которого не превышает 295 мм, а затем рас ширять до заданного размера [79].

Количество промывочной жидкости (Q, м3/с) определяется по формуле:

2 Q = 0,785(D Д d HБТ ), – скорость восходящего потока бурового раствора.

где В большинстве случаев удовлетворительная транспортировка частиц шлама из наддолотного пространства достигается при сравнительно небольшой скорости восходящего потока в кольцевом пространстве.

Особое внимание следует уделить выбору температурного режима цир куляции промывочной жидкости t бр,°С. В работе [25] экспериментально ус тановлено, что скорость таяния льда заметно снижается при температуре жидкой среды ниже 8°С. При исследовании прироста скорости таяния льда в дистиллированной воде на лабораторном стенде [18] отмечен экстремальный рост этой функции, начиная с t = 8°С, а в диапазоне температур 5…8°С он дос таточно умерен. Г.С. Грязнов отмечал резкое снижение выноса шлама в про цессе бурения скважины на Мессояхском месторождении при температуре циркуляции плюс 5,5°С [28]. Этот диапазон температур (5…8°С) следует счи тать оптимальным для охлаждения циркулирующего бурового раствора.



Pages:     | 1 || 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.