ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД
реклама
ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД Ковальчук В.С., Певнева А.Г. E-mails: vlada.1995@inbox.ru, pevnevaa@inbox.ru Национальный Минерально-Сырьевой Университет «Горный», СанктПетербург, Россия Бурение скважин в многолетнемерзлых породах связано с рядом осложнений: оползни и обвалы рыхлых пород, связанные с этим прихваты инструмента, обсадных труб; низкое качество цементирования; замерзание промывочной жидкости в скважине, полное ее промерзание при вынужденных остановках, снижение количества и качества керна. Основная причина этих явлений - нарушение температурного режима скважины из-за применения технологии бурения без учета теплообменных процессов между мерзлыми породами и промывочным агентом в ходе его циркуляции. Нормализация температурного режима скважины при бурении в мерзлых породах достигается изменением физических и теплофизических свойств очистного агента. Поэтому вычислительный эксперимент по исследованию теплового режима скважины в различных условиях не теряет своей актуальности. Целью вычислительного эксперимента является определение начальной температуры промывочного агента в условиях глубокого бурения (до 1000 м) с изменением агрегатного состояния породы по глубине скважины. В основе расчетов лежит восходящего Отличительной методика определения потоков по особенностью температуры нисходящего и математической модели, описанной в [1]. данной модели является определение коэффициента нестационарного теплообмена Kτ, учитывающий изменение интенсивности теплообмена между циркулирующей в скважине средой и окружающими породами и определение и определение коэффициента интенсификации теплообмена Kагр, для учета изменения агрегатного состояния мерзлых пород на их теплообмен с промывочным агентом. В результате ряда преобразований и упрощений для определения распределения температур циркулирующего потока по глубине скважины принимаются формулы, в которые указанные коэффициенты входят параметрически. Т 1 = F1( h,τ , V ), Т 1 = F 2( h,τ , V ) , где h- глубина скважины, τ- продолжительность циркуляции, V - вектор параметров, определяемых по эмпирическим формулам – теплофизических характеристик среды и породы. Этот вектор имеет разные составляющие для расчета температур Т1 и Т2. Для определения начальной температуры принимается естественное условие, что температура восходящего потока промывочного агента в области агрегатного перехода пород должна изменяться очень слабо вблизи нулевого значения. Для этого вся расчетная область по глубине скважины разделена на три расчетных зоны: область мерзлой породы МП, область агрегатного перехода АГРП и область талой породы ТП. Для каждой из этих областей применяется характеристик отдельная среды последовательность и очистного агента, расчета а теплофизических также безразмерных вспомогательных параметров, входящих в математическую модель. На некотором уровне h0 в зоне АГРП температура восходящего потока принимается равной нулю: Т2 (h0,V22)=0. Из этого условия определяется вектор параметров V22 для расчета температур Т2н(h,V22) и Т2в(h,V22) восходящего потока на нижней и верхней границах зоны АГРП. Полученные значения являются условиями сопряжения, по ним определяются векторы параметров V21 и V23 для расчета распределения температуры Т2(h,V) восходящего потока в зоне мерзлых пород МП и в зоне талых пород ТП. На нижней границе зоны ТП рассчитывается технологический параметр dз, определяющий прирост температуры на забое. С учетом этого параметра определяется условие сопряжения температур нисходящего и восходящего потоков: Т1(Н, V13)=T2(Н, V23)-dз. Рассчитав необходимые параметры в векторе V13 из этого условия, находится распределение температуры нисходящего потока Т1(h, V13) в зоне ТП. Далее, с учетом аналогичных условий сопряжения рассчитывается распределение температуры нисходящего потока в зоне АГРП Т1(h,V12) и в зоне МП Т1(h,V11). Значение Т1(0,V11) на верхней границе зоны МП есть искомое значение начальной температуры промывочного агента (табл.1). Таблица 1 Распределение температуры бурящейся скважины по глубине. h t1 t2 500 1,610257 1,01642 500 1,01642 1,610257 450 0,315398 0,984032 400 -0,43678 0,251141 350 -1,18393 -0,52352 300 -1,87554 -1,28766 250 -2,45977 -1,99356 200 -2,87699 -2,59148 150 -3,05313 -3,02361 100 -2,89191 -3,21761 50 -2,26512 -3,07915 0 -1 -2,48235 Предварительные расчеты показали допустимые расхождения с данными, полученными в различных условиях для различных уровней промерзания породы (рис. 1). Для эффективного использования расчетной схемы построена методика проведения вычислительного эксперимента. График распределения температуры Т, ° -3,5 -3 -2,5 -2 -1,5 -1 -0,5 0 0,5 1 1,5 2 0 50 100 Глубина скважины, м 150 200 250 300 Нисходящий поток Восходящй поток 350 400 450 500 550 Рис. 1. График распределения температуры 1) Кудряшов Б.Б., Чистяков В.К., Литвиненко В.С. Бурение скважин в условиях изменения агрегатного состояния горных пород. – Л.: Недра, 1991. – 295 с.
