книги / Теплопередача в скважинах

Другие технико-технологические параметры бурения, такие, как способ бурения, конструкция скважины, спуско-подъемные опера­ ции, не оказывают решающего влияния на распределение темпера­ туры в стволе скважины.

Промысловыми наблюдениями показано, что вследствие враще- # ния бурильной колонны в одних случаях отмечаются незначительные понижения (1—2° С), а в других — повышения устьевой температуры глинистого раствора. Эти колебания обусловлены, во-первых, теп­ лом, выделяющимся вследствие вращения колонны и трения ее о стенки скважины; во-вторых, увеличением теплообменных харак­ теристик между потоком и поверхностью труб в результате допол­ нительной турбулизации потока. А так как действия указанных

В АН АзССР проведены натурные измерения температуры рабо­ тающих на забое лопастных и шарошечных долот с помощью термо­ индикаторных красок [87, 90]. Эксперименты с лопастными долотами проводили в скважинах месторождения Карабаглы на глубине 2027—2072 м при бурении глин с помощью турбобура Т 12МЗ-9". Нагрузка на долото составляла 7,5—9 тс, а промывка скважины осуществлялась глинистым раствором удельного веса 1270— 1330 кгс/м3 и вязкостью по СПВ-5 40 с при производительности буро­ вых насосов 40 л/с. На забое долота непрерывно работали в течение 2 ч.

Исследования показали (рис. 39), что вблизи оси долота уста­ навливается сравнительно низкая температура (не более 45° С при забойной температуре бурового раствора 35—40° С). Это объяс­ няется интенсивным охлаждением средней части долота промывочной жидкостью, вытекающей из долотных насадок с большой скоростью. Примерно в таких же условиях находятся участки лопасти, наиболее

91

удаленные от забоя. По мере приближения к контактным поверх­ ностям температура лопастей возрастала до 120—180° С.

Замечено, что в конкретных условиях бурения в призабойной зоне сравнительно быстро наступают псевдостационарные темпе­ ратурные условия и максимальная температура нагрева долота остается неизменной во времени.

Считают [93], что в первом приближении температуру контактных поверхностей лопастного долота можно принимать равной 800° С, а на расстоянии 3 мм от контактной поверхности — 500° С. В наи­ более тяжелых температурных условиях находится нижняя перифе­ рическая часть лопасти шириной 10—12 мм. Эта часть, находясь в непосредственном контакте с разрушаемой горной породой, плохо омывается циркулирующим раствором, и, несмотря на его охлажда­ ющую способность, температура кромки лопасти долота может достичь таких величин, при которых прочность стали существенно понизится. Поэтому целесообразно для нормализации условий ра­ боты долот применять методы регулирования температуры на забое.

термоиндикаторов показали, что температура нагрева роликов опор долота в процессе бурения достигала 300—400° С. Считают [93], что поверхностные слои роликов и беговые дорожки цапф нагре­ ваются еще более значительно.

Экспериментальные исследования температурных полей в шаро­ шечном долоте при бурении с продувкой воздухом позволяют пред­ ставить теплообмен следующим образом.

При работе серийных шарошечных долот подшипники опор не­ посредственно не охлаждаются и выделяющееся в подшипниках тепло отводится только через тело шарошек и цапф. Так как кон­ фигурация теплообменной поверхности и температурного поля слож­ ная, то схему теплопередачи упрошают до случая плоской оребренной стенки [83]. В месте соприкосновения цапфы с лапой температуру принимают одинаковой по всему поперечному сечению. При устано­ вившемся режиме все тепло, передаваемое в единицу времени от опоры в тело лапы и далее к ее наружной поверхности, восприни­ мается циркулирующим агентом. Для упрощения задачи возникает необходимость пренебречь теплообменом продувочного воздуха с по­ родой на том участке ствола скважины, где происходит теплоотдача долота воздуху.

Окончательное выражение расчетной зависимости для определе­

где £ц — средняя но площади сечения температура основания цапфы в сС; К — коэффициент теплопроводности материала лапы в ккал/м х

92

X ч* градус; h — средняя толщина лапы вдоль оси цапфы в м; /ц — площадь сечения основания цапфы в месте сопряжения с лапой в м2; а — коэффициент теплоотдачи в призабойной зоне скважины в ккал/м2-ч-градус; /л — площадь охлаждаемой наружной поверх­

потребляемая долотом мощность в кВт.

При надлежащем выборе величины a, G и Ср выражение (IV.34) можно использовать для случая бурения с промывой водой или глинистым раствором.

В табл. 14 приведено сопоставление данных расчета по формуле (IV.34) с фактическими данными, полученными в результате экспе­ риментальных исследований температурного поля шарошечного до­ лота 4В110Т (Z = 3) при следующих условиях: весовой расход

вает, что зависимость (IV.34) обеспечивает удовлетворительное совпадение расчетных величин с данными опыта.

Нетрудно убедиться, что температура нагрева цапфы будет тем ниже, чем больше поверхность теплообмена, чем выше теплопровод­ ность стали и больше расходвоздуха, хотя влияние последнего сравнительно невелико.

Несмотря на то, что температурные условия работы породоразру­ шающего инструмента достаточно напряженные, общее приращение температуры промывочного агента в бурящейся скважине за счет

93

этого фактора может быть малозаметным, особенно при промывке глинистыми растворами. Скачок температуры локализован в непо­ средственной близости от долота.

Особо рассмотрим влияние длительного скачка устьевой темпе­ ратуры нисходящего потока на температурное поле скважины. Такие условия могут возникнуть в процессе цементирования, когда после предварительной промывки глинистым раствором в скважину зака­ чивают сравнительно холодный цементный раствор.

Закачка охлажденного цементного раствора в процессе цементи­ рования обсадной колонны нарушает упорядоченность процесса теплопередачи, который устанавливается в скважине в период про­ мывки при подготовке ствола к цементированию. При этом устьевой скачок температуры в нисходящем потоке достигает десятков гра­ дусов и поддерживается в течение сравнительно длительного времени (более V2 цикла). Расчеты показывают, что закачка охлажденного цементного раствора может привести к некоторому дополнительному понижению температуры в призабойной зоне ствола скважины.

Считают [139], что закачка «холодного» цементного раствора дополнительно снижает температуру на забое на 8—10° С по срав­ нению с обычной промывкой прогретым глинистым раствором. О до­ стоверности таких данных судить трудно, так как получены они при единичных измерениях, а постановка массовых промысловых экспериментов по изучению температурных условий в глубокой скважине при цементировании обсадных колонн сопряжена со зна­ чительными техническими трудностями.

При имитации процесса цементирования, сущность которой состоит в замене цементного раствора «холодным» глинистым раство­ ром из запасного амбара, проведены измерения температуры в при­ забойной зоне шести скважин месторождения Русский Хутор Став­ ропольского края, однотипных как по конструкции, так и по тех-

Т а б л и ц а 15

Результаты промысловых измерений забойной температуры при цементировании скважины

94

нологии бурения и крепления. Данные, полученные в результате промысловых исследований (табл. 15), позволяют считать, что за­ качка цементного раствора в скважину может привести к некоторому дополнительному снижению забойной температуры по сравнению с обычной промывкой. Это снижение тем больше, чем ниже темпе­ ратура нагнетаемого в скважину цементного раствора.

§ 4. ЭМПИРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ В СТВОЛЕ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ

В связи с определенными трудностями, возникающими при ис­ пользовании аналитических зависимостей, сравнительно широкое распространение получили эмпирические методы расчета темпера­ туры в стволе бурящейся скважины.

Приближенно можно считать, что в процессе бурения скважины температура циркулирующего бурового раствора распределяется

(в призабойной зон?) температура раствора меньше температуры пород, а выше этой точки (в приустьевой зоне) — больше темпера­ туры пород.

Очевидно, что в скважинах, имеющих одинаковую конструкцию и глубину и расположенных на одной и той же площади, распре­ деление температуры циркулирующего раствора вдоль ствола будет одинаковым, если режимные параметры бурения не меняются. С уве­ личением глубины скважины забойная и устьевая температура циркулирующего бурового раствора увеличивается примерно на одинаковую величину. При этом, чем глубже скважина, тем больше перепад температуры между циркулирующим раствором и горными породами.

Таким образом, с некоторым допущением изменение забойной температуры по мере углубления скважины можно представить прямой, имеющей общую точку с геотермой в приустьевой зоне, а на забое достаточно далеко от нее отстоящей. Для каждой сква­ жины величина углового коэффициента прямой будет различной.

Эти положения легли в основу эмпирической формулы для опре­ деления температуры циркулирующего раствора в стволе бурящейся скважины, предложенной Б. И. Есьманом [50]:

Путем статистической обработки результатов наблюдений за тем­ пературой в бурящихся скважинах Б. И. Есьманом были получены значения коэффициентов а и Ъ для некоторых площадей Азербай­ джана (табл. 16).

95

В условиях Азербайджана для прикидочных расчетов рекомен­ дуется использовать формулу

t (Л) = 01004Л + 0,0085Я + 14,5.

Для получения достоверных сведений о величинах опытных коэффициентов а и Ъ необходимы длительные наблюдения в каждом конкретном районе. Поэтому зависимость (IV.35) невозможно исполь­ зовать при оценке температуры в разведочных скважинах, буря­ щихся в новых перспективных районах. С изменением технологии бурения и режимных параметров циркуляции упомянутые коэффи­ циенты требуют уточнения.

Учитывая такие затруднения, Г. Г. Габузов предложил исполь­ зовать следующую эмпирическую зависимость для определения забойной динамической температуры:

= —^2у> (IV.36)

где tH— забойная температура бурового раствора перед восстано­ влением циркуляции; — некоторая фиктивная температура, при­ близительно равная температуре бурового раствора на глубине 50—100 м перед восстановлением циркуляции.

Величина £ф зависит от многих факторов, но для одной и той же скважины она зависит в основном от времени отсутствия циркуляции (обычно время спуско-подъема). Рекомендуют эту величину измерять непосредственно перед восстановлением циркуляции с помощью максимального ртутного термометра.

Эмпирическую зависимость, аналогичную рассмотренной, пред­

через 2—4 мин после восстановления циркуляции; Дtn — величина охлаждения бурового раствора в поверхностной циркуляционной системе.

Для условий Северного Кавказа рекомендуют

Д*Н= 4^-5°С .

9 6

Основной недостаток зависимостей (IV.36) и (IV.37) состоит в необходимости проведения инструментальных измерений в сква­ жине как перед восстановлением циркуляции, так и после стабили­ зации температуры циркулирующего бурового раствора.

Длительные эксперименты в бурящихся скважинах объединения Грознефть позволили Г. Г. Полякову предложить для определения динамической забойной температуры следующую эмпирическую фор­ мулу:

(IV.38)

3 У?о (0,58 + Я - 10-4)

Путем использования известного решения задачи о внутреннем подогреве заглубленного в грунте трубопровода и последующего упрощения этого решения получена полуэмпирическая зависимость, позволяющая определять динамическую температуру на забое буря­ щейся скважины, не прибегая к инструментальным глубинным измерениям [6]:

Комплексные измерения температуры в скважинах площади Русский Хутор Ставропольского края (табл. 17) показали, что фор­ мула (IV.39) наиболее объективно отражает истинную температур­ ную обстановку на забое бурящейся скважины.

Эмпирические и полуэмпирические методы определения динами­ ческой температуры в стволе бурящейся скважины имеют тот общий недостаток, что они отражают картину теплообмена при бурении в конкретном районе. Отсутствие признака общности не позволяет использовать эмпирические зависимоати без предварительной про­ веряй их объективности в специфичных условиях проводки скважин.

§ 5. ГРАФИЧЕСКИЙ МЕТОД ПОСТРОЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРНОГО ПОЛЯ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ

Анализ экспериментальных и теоретических работ отечественных и зарубежных исследователей, многочисленные расчеты на ЭЦВМ позволяют сформулировать основные положения, которые легли в основу графического метода построения температурного поля бурящейся скважины. Эти положения состоят в следующем.

а характеризует температуру закачиваемого раствора, а' — темпера­ туру выходящего из скважины раствора, b — забойную температуру.

Для реализации предлагаемой методики в промысловых усло­ виях достаточно располагать пространственной геотермической кар­ той. Тогда порядок определения температурных условий проходки проектируемой скважины сводится к следующим графическим опе­ рациям.

98

1.Отыскивают на карте местоположение устья скважины, ориен­ тируясь на ближайшие населенные пункты.

2.Находят проекции ствола на двух близлежащих геотермиче­ ских профилях.

3.По точкам пересечения геоизотерм с проекциями ствола сква­ жины строят дифференцированную геотерму по средневзвешенным значениям температуры.

4.Зная общую глубину Н проектируемой скважины, определяют естественную температуру tHна глубине, равной 2/3Н. Полученная температура примерно равна максимальной температуре в кольцевом пространстве в процессе промывки и цементирования скважины

температуры при промывке скважины на глубине Н по формуле

*2у = *о+Го-*я.

7.Значение температуры /2у наносят на ось температур (точка а'),

иполученную точку соединяют с точкой Ь' (прямая а'Ь'),

8.Если необходимо построить термограмму, характеризующую распределение температуры по глубине в трубном пространстве бурящейся (цементируемой) скважины, то нужно поступить следу­ ющим образом.

Для случая бурения откладывают на оси температур величину, равную t2y — Atn (точка а на рис. 40). В летний период времени в условиях Северного Кавказа величину Д*п можно принять (4— 5)° С, а в зимний период Дгп = (8 ч- 10)° С.

Для случая цементирования обсадной колонны откладывают на оси температур величину, равную температуре дневной поверх­ ности в момент цементирования.

И в том, и в другом случае полученную точку соединяют с точкой Ь (прямая аЬ).

Построенная геотерма и ломаные линии приближенно характе­ ризуют границы колебаний температуры в стволе сооружаемой сква­ жины. На устье эти колебания будут происходить в пределах от а " до а', а на забое — от Ь до Ъп.

Предложенный графический метод удобен для практического использования, не требует трудоемких расчетов и, как показала проверка его в промысловых условиях объединений Краснодарнефте­ газ, Ставропольнефтегаз и Главтюменьнефтегаз, дает вполне удо­ влетворительные результаты.

Безусловно, что с ростом глубины разведочного бурения пред­ ложенная методика потребует определенного уточнения в связи с изменением геолого-технических условий бурения и получением новых сведений о теплопередаче в скважине. Поэтому описанный

фораторов, когда колонна при взрыве испытывает мощные гид­ роудары. Применение корпусных кумулятивных перфораторов снижает вероятность нарушения колонны, так как часть удар­ ной нагрузки воспринимает корпус перфоратора [42]. Наиболее благоприятные условия для колонны обеспечивает использова­ ние гидропескоструйной перфорации.

При эксплуатации скважин механизированным способом наблюдаются случаи прожога колонн при авариях с токопрово­ дящим кабелем электропогружных насосов (ЭЦА). При кусто­ вой разработке месторождений встречаются случаи разрушения обсадных колонн буровым инструментом из соседних бурящихся скважин [34].

Для успешного проведения ремонтно-изоляционных работ важно знать не только причину аварии, но и характер повреж­ дения обсадной колонны.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЛУБИНЫ ПОВРЕЖДЕНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Повреждение колонны может характеризоваться сломом или смятием обсадных труб, которые нередко являются причиной заклинивания различных инструментов и приборов, спускаемых в скважину, поэтому перед исследованиями колонну необходи­ мо прошаблонировать печатями.

Если подлежащая обследованию скважина перфорирована, то перед определением места нарушения колонны фильтровую часть перекрывают песчаной или цементной пробкой. Чтобы не загрязнять призабойную зону цементом, фильтровую часть за­ частую предварительно засыпают песком. Так как песок может фильтровать воду, то для исключения искажения результатов последующих опрессовок колонны над песчаной пробкой уста­ навливают цементный мост небольшой мощности.

После отбивки верхней границы моста определяют приемис­ тость дефекта колонны путем нагнетания в скважину воды или другой промывочной жидкости. Скважину испытывают на при­ емистость при различных режимах закачки жидкости, фиксируя наблюдаемое при этом давление на устье скважины. По резуль­ татам испытания выбирают метод определения местоположения дефекта колонны, а затем — способ ликвидации осложнения, технологическую схему проведения операции, тип и объем там­ понажного раствора.

Если скважина прошаблонирована полномерной печатью и характеризуется хорошей, приемистостью, то местоположение дефекта можно найти способом продавливания по колонне це­ ментировочной пробки, используемой при цементировании обсадных колонн.

Пробку с поверхности вводят внутрь колонны, а затем про­ давливают водой, нагнетаемой с устья скважины. Количество

100