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

Одним из наиболее простых и достаточно полных по учету определяющих факторов является решение применительно к случаю бурения скважин в мерзлых породах, полученное Б.Б. Кудряшовым. Простота решения достигнута в результате использования известного в горной теплофизике понятия "Коэффициент нестационарного теплообмена К", а также введенного Ю.Д. Дядькиным "Коэффициента интенсификации теплообмена Кагр" при агрегатном переходе содержащейся в породах влаги. В этом случае задача сводится к решению неоднородного линейного дифференциального уравнения второго порядка с постоянными коэффициентами для температуры в нисходящем по бурильным трубам потоке, функционально связанной с температурой в кольцевом канале.

Процесс бурения скважин сопровождается самыми разнообразными технологическими операциями и приемами, приводящими к нарушению естественного температурного поля как в стволе, так и в приствольной зоне массива горных пород.

Спускоподъемные операции, связанные с необходимостью смены долота или крепления ствола, различного рода вспомогательные работы, обусловленные подготовкой оборудования к бурению, приготовлением бурового раствора в поверхностной системе, ожидание затвердевания тампонажного раствора после нагнетания его в интервал разобщения или изоляции пластов, геофизические исследования скважин - все это относится к категории технологических операций, не связанных с циркуляцией бурового раствора.

Промывка ствола с целью гидротранспорта шлама на дневную поверхность, промежуточные циркуляции для разрушения структуры бурового раствора и его обработки для нормализации технологических свойств, цементирование скважин с целью разобщения пластов, предупреждения и ликвидации различного рода осложнений - все это относится к категории технологических операций, связанных с циркуляцией бурового раствора в стволе скважины.

В зависимости от вида проводимой технологической операции, характер теплообмена между скважиной и окружающим массивом горных пород будет различным, а следовательно, каждой технологической операции соответствует свой температурный режим.

С целью наиболее правильной постановки задач в этой области и разработки методов их решения целесообразно рассмотреть более подробно общую физическую картину

теплообмена в стволе скважины и состояние изученности этого процесса на данном этапе применительно к разнообразным технологическим операциям, которыми сопровождается процесс бурения (принято считать, что бурение включает в себя процессы проводки, промывки, спускоподъемные операции, цементирование, ожидание затвердения тампонирующего материала и оборудование устья скважины для опробования и эксплуатации продуктивных горизонтов).

Бурящаяся скважина представляет собой сложную тепло-обменную систему, для которой основным источником и стоком теплоты является не ограниченный в радиальном направлении массив горных пород. Естественное тепловое состояние горных пород, слагающих проходимый скважиной разрез, определяет температурный режим скважины.

В целом теплообменная система скважина - массив пород характеризуется следующими узлами и показателями

(рис. 6.2):

наземной циркуляционной системой А, включающей в себя желоба, устройства для очистки бурового раствора от выбуренной породы, приемные емкости, буровые насосы и нагнетательные манифольды. Теплообмен в поверхностной циркуляционной системе происходит в результате соприкосновения с воздухом;

подземной циркуляционной системой, состоящей из ствола скважины (обсаженного или не обсаженного колонной труб) и колонны бурильных труб. Теплообмен в подземной циркуляционной системе осуществляется путем соприкосновения бурового раствора со стенкой ствола скважины, а также с внутренней и внешней поверхностью колонны бурильных труб;

породоразрушающим инструментом, состоящим из долота и забойного двигателя (последний может отсутствовать).

В наиболее общем случае, когда имеет место процесс долбления, буровой раствор с некоторой устьевой температурой t1у нагнетается в колонну бурильных труб и движется по ней вниз к долоту. Достигнув забоя и нагревшись до температуры tз, поток изменяет направление движения и по кольцевому зазору между бурильной колонной и стенками скважины устремляется к устью. С некоторой температурой t2у буровой раствор попадает в поверхностную циркуляционную систему и вновь нагнетается в колонну бурильных труб. Цикл замыкается, и дальнейший процесс представляет собой замкнутую циркуляцию.

Для упрощения физической сущности процесса предста-

Рис. 6.2. Схема бурящейся скважины как теплообменной системы

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