Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 [ 117 ] 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

кая прочность льда будет уменьшаться, лед может разрушиться, что приведет к образованию каверны в стволе бурящейся скважины. Этот процесс интенсифицируется эрозионным воздействием циркулирующего промывочного агента.

Разрушение льда соленой промывочной жидкостью отмечено в работах многих исследователей. Эксперименты, проведенные в Ленинградском горном институте, показали, что с увеличением концентрации соли в омывающей лед жидкости разрушение льда интенсифицируется. Так, при содержании в циркулирующей воде 25 и 100 кг/м3 NaCl интенсивность разрушения льда при температуре минус 1 °С составляла соответственно 0,0163 и 0,0882 кг/ч.

На процесс разрушения льда оказывает влияние также длительность воздействия соленой промывочной жидкости. Так, при воздействии на лед 3%-ным раствором NaCl потеря массы образца льда с температурой минус 1 °С составила: через 0,5 ч 0,62 г; через 1,0 ч 0,96 г; через 1,5 ч 1,96 г.

По мере растепления прискважинной зоны ММП освобождается часть ее порового пространства, куда также может фильтроваться промывочная жидкость или ее дисперсионная среда. Этот процесс может оказаться еще одним физико-химическим фактором, способствующим разрушению ММП. Он может сопровождаться осмотическим перетоком жидкости из скважин в породу, если концентрация какой-нибудь растворимой соли в жидкости ММП больше, чем в жидкости, заполняющей ствол скважины.

Следовательно, чтобы свести к минимуму отрицательное влияние физико-химических процессов на состояние ствола бурящейся в ММП скважины, необходимо, в первую очередь, обеспечить равновесную концентрацию на стенке скважины компонентов бурового промывочного раствора и внутрипо-ровой жидкости в ММП.

К сожалению, это требование не всегда выполнимо на практике. Поэтому чаще прибегают к защите цементирующего ММП льда от физико-химического воздействия буровым раствором пленками вязких жидкостей, которые покрывают не только обнаженные скважиной поверхности льда, но и частично прилегающее к скважине внутрипоровое пространство, разрывая тем самым непосредственный контакт минерализованной жидкости со льдом.

Как указывают А.В. Марамзин и А.А. Рязанов, при переходе от промывки скважин соленой водой к промывке более вязким глинистым раствором интенсивность разрушения льда

уменьшилась в 3,5-4 раза при одинаковой концентрации в них NaCl. Она снижалась еще больше, когда буровой раствор обрабатывали защитными коллоидами (КМЦ, ССБ). Подтверждена также положительная роль добавок к буровому раствору высококоллоидного бентонитового глинопорош-ка и гипана.

Таким образом, для предупреждения кавернообразования, разрушения устьевой зоны, осыпей и обвалов при бурении скважин в ММП, буровой промывочный раствор должен отвечать следующим основным требованиям:

обладать низким показателем фильтрации;

содержать количество солей, равновесное с жидкостью в

ММП;

обладать способностью создавать на поверхности льда в ММП плотную, непроницаемую пленку;

обладать низкой эрозионной способностью; иметь низкую удельную теплоемкость;

образовывать фильтрат, не создающий с жидкостью породы истинных растворов;

быть гидрофобным к поверхности льда.

6.3. ОСЛОЖНЕНИЯ, СВЯЗАННЫЕ С ТЕПЛОВЫМ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ И ММП

Бурящаяся скважина вступает с окружающими мерзлыми породами не только в физико-химическое взаимодействие. Чаще наиболее мощным фактором, влияющим на устойчивость стенок ствола скважины в ММП, является тепловое воздействие скважинного флюида на состояние мерзлой породы.

Имеющий обычно положительную температуру буровой раствор расплавляет лед в примыкающих к скважине ММП, в результате чего связность частиц породы друг с другом нарушается, стенка скважины теряет устойчивость и разрушается под действием несбалансированного горного давления и эрозии движущейся промывочной жидкостью.

Практикой установлено: чем выше температура бурового промывочного раствора, тем интенсивнее процесс каверно-образования, осыпи, обвалы, поглощения при проходке ММП. Развитию этих нежелательных процессов способствуют большая продолжительность бурения в ММП, высокая

интенсивность промывки скважины и степень турбулентности восходящего потока бурового раствора.

Проблемы сооружения скважин в районах распространения ММП порой не прекращаются после их закрепления колонной (кондуктором). При длительных остановках или при использовании охлажденных ниже 0 °С буровых растворов происходит обратное промерзание растепленных скважиной ММП и бурового раствора, находящегося в кавернах. В результате промерзания и связанного с ним увеличения объема промерзающего материала с водой возникает огромное, неравномерное по периметру внешнее давление на обсадные трубы, приводящее в ряде случаев к их слому.

Горные породы, слагающие разрез скважины ниже распространения ММП, имеют положительную температуру, увеличивающуюся по мере углубления забоя. На глубине 3000 м температура горных пород может достигать 80 - 100 °С (газовое месторождение Уренгой в РФ, месторождение Прад-хо-Бей на Аляске). Естественно, что нагретый на этой глубине циркулирующий буровой раствор будет нагревать приствольную зону ММП за кондуктором и растеплять ее. Так, после закрепления ММП обсадной колонной она может подвергаться многократному растеплению и промерзанию. Вероятно поэтому отмечаются как случаи повреждения кондукторов, так и случаи проседания их в глубь скважины.

Решение проблемы осложнений, возникающих в результате растепления околоствольной зоны ММП, состоит, с одной стороны, в учете этого явления при выборе прочностных характеристик обсадных колонн при расчете их на смятие внешним давлением, а с другой - в предотвращении этого явления путем регулирования температуры нагнетаемого в скважину бурового раствора до значений, близких к температуре плавления льда, скрепляющего частицы ММП.

Исследователи, занимающиеся проблемами бурения скважин в Заполярье, единодушно отмечают, что необходимо применять в комплексе рекомендации по предупреждению кавернообразований, сущность которых сводится к следующему: во-первых, использовать для бурения ММП охлажденные до температуры плавления льда буровые растворы; во-вторых, свести к минимуму способность буровых растворов растворять лед; в-третьих, соблюдать умеренные скорости циркуляции бурового промывочного раствора в кольцевом пространстве скважины.

Основные усилия исследователей были направлены на поиск промывочных сред, наиболее благоприятных с точки