Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние качества крепления скважин в геокриологических условиях Западной Сибири 12
1.1. Краткая геокриологическая характеристика основных нефтегазодобывающих районов 12
1.2. Анализ и особенности крепления скважин в криолитозоне 25
Выводы по разделу 1 58
2. Теоретические предпосылки к разработке мероприятий по повышению долговечности крепи скважин в криолитозоне 61
2.1. Условия возникновения и возможные значения давления на обсадные трубы при обратном промерзании горных пород 61
2.2. Оценка величины давления гидроразрыва массива мерзлых горных пород 70
2.3. Анализ методик прогнозирования максимально возможных давлений на обсадные трубы при обратном промерзании 74
2.4. Анализ результатов исследований напряженно-деформированного состояния крепи скважин 80
2.5. Критический анализ свойств тампонажных материалов для низкотемпературных скважин 89
Выводы по разделу 2 ПО
3 . Обоснование методов и методик исследований напряженно-деформированного состояния крепи скважин в криолитозоне 112
3.1 . Лабораторный стенд для исследования давления на крепь скважин при обратном промерзании П2
3.2. Технические средства для длительного измерения давления и температуры в заколонном пространстве скважин 118
3.3 Методы и методики исследований физико-механических свойств тампонажных материалов в условиях низких температур 130
3.4. Оценка напряженно-деформированного состояния крепи скважин методом конечных элементов 134
Выводы по разделу 3 139
4. Прогнозирование давления, возникающего при обратном промерзании заколонного пространства скважин 140
4.1. Влияние формы, объема каверн и свойств промерзающих сред на величину давления обратного промерзания 140
4.2. Исследование влияния релаксации льда на величину давления замерзающей жидкости в заколонном и межколонных пространствах скважин 150
4.3. Исследование влияния гидростатического давления на величину давления замерзающей жидкости в скважине 153
4.4. Исследование влияния внешней цементной оболочки на сопротивляемость крепи скважин смятию при обратном промерзании 157
4.5. Промысловые исследования давления, возникающего при обратном промерзании заколонного пространства скважин 161
Выводы по разделу 168
5. Исследование напряженно-деформированного состояния крепей скважин в криолитозоне 170
5.1. Методика расчета напряженно-деформированного состояния крепи скважин в криолитозоне 170
5.2. Исследование напряженно-деформированного состояния крепи скважин под воздействием внешней равномерной нагрузки 176
5.3. Исследование напряженно - деформированного состояния
крепи скважин при внешней локальной осесимметричной нагрузке 189
Выводы по разделу 5 199
6. Разработка мероприятий по повышению долговечности крепи скважин в криолитозоне 201
6.1. Обоснование основных требований к свойствам тампонажного материала для низкотемпературных скважин 201
6.2. Разработка и исследование специальных тампонажных материалов для низкотемпературных скважин 205
6.2.1. Научное обоснование эффективности применения ЦНУБ для цементирования скважин в интервале залегания мерзлых горных 205
6.2.2. Тампонажный облегченный безусадочный цементо- 219
цеолитововыи раствор для низкотемпературных скважин
6.2.3. Разработка рецептуры облегченного расширяющегося тампонажного раствора для низкотемпературных скважин 239
6.2.4. Разработка облегченного тампонажного раствора с повышенной седиментационной устойчивостью 253
6.3. Методика оптимизации параметров крепи скважин в криолитозоне 257
Выводы по разделу 6 261
7. Результаты опытно-промышленного внедренш разработанных рекомендаций 263
7.1. Производство и промышленные испытания разработанных тампонажных материалов для низкотемпературных скважин 263
7.2. Применение компьютерного проектирования оптимальной крепи скважин в криолитозоне 273
Выводы по разделу 279
Основные выводы и рекомендации 280
Список используемых источников 283
Приложения 300
- Краткая геокриологическая характеристика основных нефтегазодобывающих районов
- Условия возникновения и возможные значения давления на обсадные трубы при обратном промерзании горных пород
- . Лабораторный стенд для исследования давления на крепь скважин при обратном промерзании
- Влияние формы, объема каверн и свойств промерзающих сред на величину давления обратного промерзания
Введение к работе
Актуальность проблемы
Нефтяная и газовая промышленность являются основными бюджетообразующими отраслями России. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса тесно связаны с темпами ведения геологоразведочных и буровых работ на севере и востоке нашей страны. Эффективное решение этой важной народнохозяйственной проблемы во многом определяется качественными и экономическими показателями строительства скважин в районах со сложными горно-геологическими условиями.
Основным топливно-энергетическим центром нашей страны остаются месторождения севера Западной Сибири, характеризующиеся наличием в геологическом разрезе мерзлых горных пород (МГЦ) мощностью до 600 м с температурой до минус 8 С, что значительно осложняет сооружение и эксплуатацию скважин.
Многолетний отечественный и зарубежный опыт свидетельствует, что наличие в геологическом разрезе месторождений криолитозоны обусловливает возникновение в скважинах различных специфических осложнений и аварий таких как: интенсивное кавернообразование, размыв и просадка устья скважины, нарушение целостности крепи скважин и др.
Причины и условия возникновения указанных осложнений изучены недостаточно и определяются влиянием многообразных факторов геологического, технологического и технического характера. Исследование условий возникновения осложнений позволит разработать способы их предупреждения.
Одним из самых тяжелых по последствиям осложнений является смятие обсадных труб в интервале Ml II во время длительных простоев скважин. В результате нередко возникают заколонные газопроявления, наносящие огромный ущерб экологии данного района, что порождает социальные
проблемы для малых народов Крайнего Севера. Для ликвидации последствий смятия обсадных колонн требуются большие дополнительные затраты. Только на территории Западной Сибири уже зарегистрировано 38 скважин, в которых произошло смятие обсадных колонн, причем 20 из них пришлось ликвидировать.
Проблемами качественного крепления скважин на месторождениях Крайнего Севера продолжают заниматься ведущие заинтересованные зарубежные компании и отечественные предприятия. Однако, несмотря на более чем полувековой опыт, проблема повышения долговечности крепи скважин в криолитозоне остается актуальной.
Для предупреждения смятия крепи скважин предложены различные технические решения, но вследствие их значительной трудоемкости и низкой надежности они практически не применяются.
Одним из эффективных решений этой проблемы является создание надежной крепи скважин. При этом обязательным условием ставится качественное цементирование обсадных колонн в интервале МГП.
Несмотря на имеющиеся решения задач о напряженно-деформированном состоянии (НДС) крепи скважины не выявлены важные особенности ее работы в криолитозоне, существенные для принятия решений при выборе обсадных труб, тампонажного материала и технологии крепления.
Выпускаемые отечественной промышленностью обычные тампонажные цементы малопригодны в этих условиях. Особенно это относится к облегченным тампонажным материалам. Применяемые облегчающие добавки в основном не участвуют в процессе гидратации цемента и требуют повышенного водосодержания, что отрицательно влияет на основные свойства формирующегося тампонажного камня.
Актуальность проблемы требует научного обоснования и практического решения вопросов оптимизации крепи скважин в криолитозоне, разработки и промышленного производства специальных тампонажных материалов для
цементирования низкотемпературных скважин, чему и посвящена настоящая работа.
Основные этапы работы выполнялись в рамках отраслевых программ «Геолог» («Ускорение научно-технического прогресса в строительстве поисковых скважин на нефть и газ в Западной Сибири»), «Шельф» («Разработать и внедрить прогрессивную технологию и технические средства добычи нефти и газа на континентальном шельфе с различными природно-климатическими условиями»), гранта ТюмГНГУ на разработку научно-исследовательского проекта («Исследование напряженно-деформированного состояния крепей скважин и оптимизация их конструкций»).
Цель работы
Повышение качества крепления скважин в сложных геокриологических условиях месторождений Крайнего Севера на основе разработки и внедрения эффективных технических средств и технологий.
Основные задачи исследований
Обобщение имеющихся представлений об условиях возникновения и величинах давления на крепь скважин в криолитозоне.
Оценка величин наружных давлений, действующих на крепь скважин при обратном промерзании массива горных пород.
3. Исследование напряженно-деформированного состояния крепи
скважин в интервале залегания мерзлых горных пород.
Разработка требований к свойствам тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн скважин в криолитозоне.
Разработка рецептур тампонажных растворов для цементирования обсадных колонн в условиях отрицательных и низких положительных температур.
6. Разработка методики оптимизации параметров крепи скважин в
криолитозоне.
7. Промышленная апробация и внедрение разработанных мероприятий по повышению долговечности крепи скважин в криолитозоне. Научная новизна
1. Предложена модель возникновения избыточного давления на крепь при
обратном промерзании водосодержащих масс в заколонном пространстве
скважин и сделано сопоставление с известными моделями.
Предложена и подтверждена результатами натурных исследований эмпирическая формула для определения давления, действующего на крепь скважин при обратном промерзании в диапазоне температур от минус 2 С до минус 4 С.
Определено влияние параметров крепей скважин на их напряженно-деформированное состояние при воздействии внешней распределенной и локальной осесимметричной нагрузках, возникающих при обратном промерзании.
На основе системного подхода, который включает в себя следующие положения: обоснование необходимого количества обсадных колонн в крепи скважин; выбор тампонажного материала; оценка величины давления обратного промерзания; расчет напряженно-деформированного состояния крепи скважин, разработана методика оптимизации параметров крепи скважин в криолитозоне с позиции прочности. В качестве целевой функции предложена и обоснована стоимость крепи скважины.
Практическая ценность
1. Разработаны и изготовлены технические средства, позволяющие длительно с повышенной точностью измерять давление и температуру в заколонном пространстве скважин.
2. На основе сформулированных требований рекомендовано для цементирования промежуточных колонн, кондукторов и направлений в криолитозоне применять безгипсовый тампонажный материал ЦНУБ.
3. Разработаны и внедрены при участии автора рецептуры облегченных
тампонажных растворов для низкотемпературных скважин:
- расширяющийся тампонажный раствор (пат. № 2204690 РФ);
- безгипсовый цементно-цеолитовый раствор (положительное решение о
выдаче патента на изобретение (пат. № 2241095 РФ);
тампонажный раствор с повышенной седиментационной устойчивостью.
4. Разработана и внедрена компьютерная программа «CW», позволяющая
обосновывать оптимальные параметры крепи скважин в криолитозоне при
составлении нормативной документации.
5. Разработаны в соавторстве мероприятия по повышению качества
крепления скважин в криолитозоне, на основе которых внедрены следующие
нормативные документы:
Технические условия «Цемент низкотемпературный седиментационно-устойчивый, безусадочный» (г. Стерлитамак 1990 г.);
Стандарт объединения «Материал тампонажный, низкотемпературный, безусадочный» (г. Мурманск, 1991 г.);
- Стандарт предприятия «Изготовление и применение облегченных
цементно-цеолитовых тампонажных растворов с повышенной
седиментационной устойчивостью» (ПО «Арктикморнефтегазразведка»
г. Мурманск, 1991 г.);
Инструкция «Материал тампонажный низкотемпературный, седиментационно-устойчивый, безусадочный (ЦНУБ)» (г. Красноярск, 1990 г.);
- Рекомендации по совершенствованию качества крепления обсадных
колонн скважин в ПО «Арктикморнефтегазразведка (г. Мурманск, 1991 г.).
6. Разработана и внедрена при участии автора на Стерлитамакском
цементном заводе технология изготовления безгипсовых тампонажных
материалов. Выпущено в виде опытно-промышленных партий 680 тонн
цемента, которые были применены при цементировании скважин в ПО «Арктикморнефтегазразведка» и ПГО «Енисейнефтегазгеология».
7. Основные рекомендации и разработки диссертации внедрены в Карской НГРЭ, Стерлитамакском ПО «Сода», филиале «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» ОАО «Газпром», ПО «Арктикморнефтегазразведка», ПГО «Енисейнефтегазгеология», Сургутском УБР-1, ЗапСибБурНИПИ, НПО «Тюменразведтехнология» и используются в учебном процессе для студентов ТюмГНГУ.
Автор выражает благодарность д.т.н., профессору Ю.С. Кузнецову, д.т.н. С.Н. Бастрикову, д.т.н., профессору Ю.Е. Якубовскому, к.т.н., профессору В.И. Кучерюку, к.т.н., доценту К.В. Сызранцевой, за консультации при обсуждении работы.
Особую благодарность и признательность автор выражает своему научному консультанту д.т.н., профессору В.П. Овчинникову.
Краткая геокриологическая характеристика основных нефтегазодобывающих районов
Общепланетарное похолодание в позднем кайнозое привело к формированию в части земной коры криолитозоны, в которой горные породы имеют отрицательную температуру. Криолитозона по условиям залегания и формирования в верхней части земной коры подразделяется на субаэральную область криолитозоны континентов, субмаринную область криолитозоны под акваторией полярного бассейна, прилегающих морей и субгляциальную область криолитозоны под ледниками [1]. Сплошность распространения криолитозоны по площади определяется условиями формирования температурного режима пород в слое годовых теплооборотов температур, мощностью и строением их по разрезу, наличием сквозных таликов. Распространение криолитозоны по разрезу определяется геологическим строением и тектонической структурой, условиями промерзания и их взаимодействия с пластовыми водами. В результате сформировались как непрерывно мерзлые на всю мощность, так и мерзлые двухслойные толщи, разобщенные слоем талых горных пород. По геологическому строению криолитозона может быть представлена рыхлыми отложениями кайнозойского (в основном четвертичного возраста), а также геологическими формациями до кайнозойского возраста. По типу криогенеза в строении криолитозоны принимают участие синкриогенные и эпикриогенные горные породы. Эпикриогенные толщи пород возникают преимущественно при одностороннем промерзании сверху, после того как процесс осадконакопления завершился. Синкриогенные породы промерзают одновременно с накоплением осадков. Они всегда подстилаются эпигенетически промерзшими горными породами и наращивают свою мощность за счет поднятия верхней поверхности мерзлых пород.
Мерзлые горные породы имеют широкое распространение на Земле, встречаясь почти на всех континентах. Площадь их распространения составляет более 25 % всей суши земного шара, включая примерно 75 % территории Аляски, 63 % территории Канады и 47 % территории России. Наибольшую территорию криолитозона занимает в Азии, простираясь от северных побережий до горных районов Монголии и Китая. Субмаринная криолитозона занимает значительную часть океанической и шельфовой части арктического бассейна. Если не учитывать высокогорные области, то распространение МГП в северном полушарии можно ограничить широтой 57 [1].Именно в этих районах открыты наиболее крупные месторождения природных углеводородов.
Трудами известных мерзлотоведов В.А. Кудрявцева, М.И. Сумгина, П.И. Мельникова, И.Я. Баранова, Б.И. Достовалова и др. установлены закономерности распространения и условия формирования криолитозоны Евразии.
В европейской части нашей страны южная граница распространения МГП начинается на Кольском полуострове, далее прослеживается до Урала, совпадая с широтой полярного круга. Большая часть криолитозоны площадью более 9 млн.кв.км. находится к востоку от Уральских гор. Здесь ее граница доходит до широтного участка р. Обь, пересекает р. Енисей, и затем резко поворачивает на юг, уходя за пределы России [1] (рисунок 1.1).В пределах Западной Сибири южная граница распространения мерзлых горных пород доходит до 59 северной широты.
Субмаринная криолитозона приурочена к территории полярного бассейна, включает океаническую и шельфовую части. По общим закономерностям распределения отрицательных температур придонного слоя воды допускается возможность распространения мерзлых пород под дном арктических морей Евразии до изобаты 100 м [2].
В работе [3] схематично представлены характерные особенности геокриологических условий для различных месторождений и перспективных площадей севера России (рисунок 1.2).В Западно-Сибирской низменности повсеместное развитие мощных толщ МГП было установлено буровыми работами к северу от широтного течения р. Оби (первые поисковые скважины на севере Западной Сибири были пробурены в 1952 году).
Большое внимание к изучению геокриологических условий Западно-Сибирской низменности привлекло открытие на севере этого региона крупных газовых и газоконденсатных месторождений таких, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Харасавэйское, Бованенковское и др.
Криолитозона образований Западно-Сибирской плиты представлена разнообразными в возрастном и генетическом отношении комплексами. Процессы криолитогенеза различных парагенетических комплексов отложений привели к формированию двух основных генетических типов МГП: сингенетического и эпигенетического.
Условия возникновения и возможные значения давления на обсадные трубы при обратном промерзании горных пород
Анализ таблицы 1.2 показал, что в заколонном и межколонных пространствах простаивающих скважин месторождений Крайнего Севера могут возникать давления, приводящие к смятию труб какой-либо из обсадных колонн или всей крепи в любом месте интервала МГП.Возникновение сминающего давления в межколонных пространствах скважин является следствием замерзания там водосодержащих масс, образовавшихся в результате гравитационного расслоения тампонажного раствора или недоподъема его до устья. [10, 12, 38].
В случае недоподъема тампонажного раствора до устья скважины в межколонном пространстве остается большой объем, невытесненной при цементировании, буферной или буровой промывочной жидкости, который оказывается загерметизированной сверху устьевым оборудованием, снизу -цементом, а с боков - обсадными трубами.
Промерзание такого замкнутого водосодержащего объема может привести к возникновению сминающего давления.Особенно опасным считается промерзание буровой промывочной жидкости, имеющей низкую стабильность, в которой имеется большое количество сводной воды. Экспериментальными исследованиями [58] установлено, что гель и суспензии в длинных вертикальных каналах расслаиваются с образованием нескольких пробок твердой фазы, разделенных друг от друга слоями жидкости. Если гравитационное расслоение произойдет прежде чем буровой раствор замерзнет, то вероятность смятия обсадных труб велика.
Не исключается возникновение сминающего давления на обсадные трубы и при замерзании цемента в скважине [14, 59]. Так, если тампонажный раствор замерзает до начала схватывания, то его исходный объем может увеличиться до 5 % (при температуре минус 5 С), увеличение объема в период схватывания составляет не более 1,0 %, а к концу схватывания - почти полностью прекращается [14].
При медленном замерзании тампонажного раствора процесс твердения цемента резко замедляется. В результате седиментационных процессов за обсадными трубами в интервале Mill будет скапливаться вода [60]. Так, исследованиями показано, что при водоотделении цементного раствора более 2,0 %, в формирующемся из него камне образуются водяные прослои.
Способствовать расслоению и образованию пробковой структуры тампонажного камня могут добавки хлористого кальция, перлита, вермикулита и других компонентов, если предварительно не проводится их тщательное перемешивание при приготовлении тампонажного раствора.В случае замерзания воды в каком-либо из водяных поясов создается кольцевое давление на обсадные трубы, при котором их сопротивляемость смятию становится ниже, чем при его равномерном распределении по всей длине трубы [10, 61].
Р.И. Медведским [10] предложена модель смятия обсадных труб в зацементированном пространстве против интервале мерзлых горных пород. Рост давления на обсадные трубы обусловлен замерзанием воды в верхних низкотемпературных интервалах мерзлых горных пород и передачей его на глубину по узкому каналу в цементном кольце. Такие каналы могут образовываться, например, вследствие эксцентриситета труб, седиментационных явлений, контракции цемента или опрессовки обсадных колонн. Протяженность таких каналов может быть достаточно большой.
Проведенные им расчеты показывают, что при замерзании водяного столба в межколонном пространстве, с образованием ледяной пробки толщиной 10 м, канал длиной 130 м может передать давление величиной более 54 МПа.
Необходимым условием для возникновения избыточного давления за внешней обсадной колонной, перекрывающей массив мерзлых горных пород, является образованием там замкнутых промерзающих объемов с жидкостью, имеющей при замерзании положительный коэффициент объемного расширения. Существуют несколько моделей их образования [10, 39, 62] (рисунок 2.1).
Так, американскими исследователями М.А. Гудменом и Д.Б. Вудом рассматривается модель (рисунок 2.1,а), когда растепленные при бурении, но сохранившие устойчивость горные породы насыщаются фильтратом буровой промывочной жидкости и тампонажного раствора, который при восстановлении отрицательной температуры в заколонном пространстве скважины замерзает [62]. Замкнутый промерзающий объем в этом случае образуется герметизацией с одной стороны мерзлыми горными породами, с другой - обсадной колонной с цементной оболочкой, а сверху и снизу - непроницаемыми глинами. Расчетами было установлено, что величина давления при обратном промерзании в значительной степени зависит от модуля Юнга промерзающих горных пород.
По данным промысловых исследований на месторождения Прадхо-Бей максимальные давления, возникающие при обратном промерзании, составляет 14,6 МПа. В результате был сделан вывод, что обратное промерзание по этой модели не приводит к опасным нагрузкам на обсадные трубы.Авторы [39] считают, что наибольшая вероятность смятия обсадных колонн возникает в замкнутой гидравлической системе: каверна - ледяные перемычки - обсадная колонна (рисунок 2.1,6).
. Лабораторный стенд для исследования давления на крепь скважин при обратном промерзании
Специальный лабораторный стенд необходим для: уточнения результатов теоретических исследований влияния различных факторов на величину давления обратного промерзания; исследования механизма передачи давления, возникающего при обратном промерзании, через цементный камень на обсадные трубы. Стенд должен моделировать условия скважины, обеспечивать возможность непрерывного измерения с заданной точностью максимально возможного давления для заданной отрицательной температуры окружающей среды. В работах [9, 10, 12, 59, 71] дано описание лабораторных установок, предназначенных для измерения указанного давления. Однако ни одна из них не позволяет достаточно полно моделировать условия скважины в криолитозоне. Нами [123] разработан лабораторный стенд (А.с. 1739009 СССР), схема которого изображена на рисунке 3.1. В отличие от аналогов стенд позволяет создавать гидростатическое давление, исследовать механизм передачи избыточного давления замерзающей в каверне жидкости на обсадные трубы через цементную оболочку. Для имитирования полости каверны использован толстостенный корпус автоклава установки УВЦ-2, выдерживающий внутреннее давление до 100 МПа. Корпус автоклава имеет теплоизоляционную оболочку 12 и паз для установки термопары 8. Герметизирующие его основания съемные. В верхнее основание вмонтированы два штуцера 9 для заполнения цилиндра водосодержащей жидкостью и подключения к гидравлическому прессу 15.
Для измерения давления замерзающей жидкости и исследования механизма передачи его через цементный камень в нижнее основание вмонтированы штуцер 9 для манометра и специально сконструированный датчик давления 13, рассчитанный на 50 МПа. Датчик давления состоит из корпуса, внутри которого размещена мембрана с двумя наклеенными по полумостовой электрической схеме высокочувствительными кремниевыми полупроводниками - тензорезисторами типа Ю-8А-І. Тензорезисторы имеют номинальное сопротивление R=№0 Ом, температурный коэффициент тензочувствительности равный 0,37 %/град, коэффициент тензочувствительности Кт = 100. Тарирование датчика проводилось при температурах окружающей среды (0; минус 3; минус 4 минус 5) С.
Методика тарирования заключалась в следующем. Стальной толстостенный цилиндр 11 заполнялся водой и помещался в холодильную камеру 5. С помощью гидравлического пресса установки АСМ-300, имеющей образцовый манометр первого класса с пределом измерения 60 МПа, по линии высокого давления 10 в цилиндре создавалось давление. Нагружение осуществлялось ступенчато через 2,0 МПа с последующим снятием давления до нуля. Рисунок 2 - Схема лабораторного стенда (А.с. 1739009 СССР): 1- прибор Щ-4313; 2- тензометрический усилитель «Топаз-4»; 3-блок питания «Агат»; 4 - потенциометр ЭПП-09 МЗ; 5-холодильная камера; 6- манометр; 7- термометр; 8- термопара; 9- штуцер; 10 - линия высокого давления; 11-толстостенный цилиндр; 12-термоизоляционная оболочка; 13-датчик давления; 14-регулятор давления; 15- гидравлический пресс Питание тензодатчика током 1=7,5 мА осуществлялось стабилизированным блоком «Агат» 3. Сигнал с датчика давления поступал на тензометрический усилитель «Топаз-4» 2, измерялся цифровым прибором Щ-4313 1 и фиксировался электронным самопишущим потенциометром ЭПП-09МЗ 4. Погрешность от гистерезиса определялась путем проведения 10 циклов «нагружение-разгружение». В холодильной камере автоматически поддерживалась заданная температура, которая контролировалась ртутным термометром 7 с ценой деления 0,1 С. Температура внутри цилиндра измерялась термопарой 8, подключенной к электронному самопишущему потенциометру ЭПП-0,9МЗ 4. Полученные при тарировании данные обрабатывались с применением методов математической статистики (компьютерная программа Statistica V.6. В результате было установлено, что зависимость выходного сигнала с датчика от создаваемого в цилиндре давления линейна (рисунок 3.2) и имеет вид С/ = ЗД7Р-0,27, тВ. (3.1) При этом коэффициент корреляции г=0,99, погрешность гистерезиса не превышает 0,3 %, а приведенная погрешность измерения выходного сигнала составляет не более 1,7 % к пределу измерения. Критерием достоверности результатов исследований, получаемых на вышеописанном лабораторном стенде, могут служить известные значения максимального давления замерзающей воды в замкнутом объеме [70, 71]. Для сопоставления таких значений были проведены на лабораторном стенде измерения давления замерзающей воды при температурах 0 ґ -4С (рисунок 3.3).
Влияние формы, объема каверн и свойств промерзающих сред на величину давления обратного промерзания
По данным промысловых исследований в скважинах Крайнего Севера установлено, что в мерзлых горных породах могут образовываться каверны различного объема, имеющие, как правило, цилиндрическую, сферическую, или щелевую формы [8-10, 12]. Цилиндрическая каверна. Это наиболее распространенная форма каверн, образующихся в интервале МГП. На месторождениях Крайнего Севера Западной Сибири интервал залегания неустойчивых при оттаивании горных пород составляет 50-150 м. Диаметр D таких каверн обычно достигает 1-1,5 м, а высота Н - более 15 м. Сферическая каверна. Замкнутая сфера образуется при промерзании устья простаивающих скважин в холодный период года. В процессе бурения скважины радиус сферы не превышает 1-1,5 м. Однако в процессе длительной эксплуатации он может увеличиваться. Щелевая каверна. Она наблюдается при образовании водяных поясов в цементном камне и при просадке оттаявших горных пород вследствие длительной эксплуатации скважин. В этом случае промерзание каверны происходит более интенсивно в осевом направлении. Рассмотрим процесс промерзания указанных каверн. Согласно [10], баланс масс воды и льда при промерзании замкнутого объема V0 на величину dVi имеет вид где Я - наружный диаметр внешней обсадной колонны, м3; Ртах — максимально-возможное давление, МПа. Расчет по полученным формулам ведется следующим образом. Задается значение г І / R или /z, /Н и вычисляются Р1, тх (г0 = 0, vt_x I R = i) при величине (Р!+Р0)/Р1ШХ. Затем задается отношение r2IR или h2lН, вычисляются Р2 и т2 с использованием Т\ и величины (Р! + Ро)/Ртах и Т.Д. 144 На каждом этапе промерзания объема V на величину Vt величина давления Р{ принимается постоянной. Оно рассчитывается как среднее между значением давления, полученного на предыдущем этапе РіЛ промерзания V на величину Vi_\, и значением давления на данном этапе Pt. На рисунке 4.1 показаны графики изменения давления на крепь скважины при промерзании замкнутых каверн различной геометрической формы. Расчеты проведены для температуры МГП минус 2 С при R=0,5 м, $)=10-3 1/МПа, Рм = 5-Ш3 1/МПа. Анализ графиков показывает, что размеры, форма каверн и свойства промерзающих сред влияют на темп роста давления. Промерзание каверн цилиндрической формы происходит быстрее щелевой и медленнее сферической. Чем меньше размер каверн, тем быстрее растет в них давление. Расчеты показывают (таблица 4.1), что возникающие давления в зависимости от свойств промерзающих сред и размеров каверн, могут быть ниже максимально возможных.
Это объясняется тем, что под действием давления обратного промерзания Pi происходит деформация стенки каверны. В результате увеличивается объем каверны и происходит сброс давления до некоторой величины / ?. При этом нарушается термодинамическое равновесие системы: незамерзшая вода оказывается в состоянии компрессионного переохлаждения. Вследствие этого происходит дополнительное ледообразование, приводящее к росту давления в каверне, которое вновь становится равным Pj, и термодинамическое равновесие восстанавливается.
При значительном перемещении стенок каверны может создаться ситуация, когда вся свободная вода в ней перейдет в лед, а давление так и не достигнет своего максимально возможного значения. В №№ 1, 3, 5, 6 таблицы 4.1 каверны промерзают полностью, а наибольшие значения давлений составляют 39-56 % от максимально возможных значений. При более низких значениях сжимаемости промерзающих сред каверны полностью не промерзают. В результате реализуются максимальные для данных температур давления (№№ 2, 4, 7). Таким образом, величина давления обратного промерзания зависит от соотношения объемов льда и незамерзшей при данной температуре жидкости в каверне. Определим условия, при которых произойдет полное промерзание каверн характерных для криолитозон Западной Сибири. Для геокриологических условий Крайнего Севера Западной Сибири приемлема упругая модель поведения мерзлых горных пород [137]. Основными показателями упругих свойств мерзлых горных пород является модуль нормальной упругости Е (модуль Юнга) и коэффициент поперечной упругости ju (коэффициент Пуассона). 147 Допустим, что каверна представляет собой герметичный цилиндр, заполненный водой, с бесконечно большой толщиной стенки и высотой значительно превышающей ее диаметр. Стенки каверны испытывают только упругие деформации. Эти допущения правомерны, поскольку высота образующихся в криолитозоне каверн, согласно промысловым данным, как правило, больше их диаметра в десятки раз [8-10, 12], а компрессионное сжатие низкотемпературных льдисто-песчаных горных пород ничтожно мало [67].
По данным Н.А. Цытовича [67], коэффициент Пуассона мерзлых горных пород имеет слабую температурно-влажностную зависимость и при расчетах может быть принят постоянным для пород различной дисперсности. Так, для мерзлого песка его можно принимать в пределах от 0,2 до 0,22, а для глинистых пород его среднее значение примерно равно 0,37. Величина модуля Юнга зависит от ряда факторов: состава мерзлых горных пород, их льдистости, величины отрицательной температуры и внешнего давления. Наибольшей величиной модуля нормальной упругости обладает мерзлый песок - от 8,2 МПа (при температуре минус 0,2 С) и до 2,25-104 МПа (при температуре минус 10,2 С); наименьшей - мерзлые глины - от 6,8-10 МПа при температуре минус 1,2 С и до 2,78-103 МПа при температуре минус 8,4 С. Модуль упругости пылеватых суглинков и супесей имеет промежуточное значение. Двумя плоскостями, перпендикулярными оси скважины и отстоящими друг от друга на единицу длины, выделим объем каверны VK
