Влияние высокой температуры на технологию бурения и состояние конструкции скважины и бурового инструмента
Осложнения, возникающие при сверхглубоком бурении в условиях высокой температуры горных пород, связаны с влиянием температуры на:
свойства промывочной жидкости;
износоустойчивость бурильных труб и рабочей части долот;
устойчивость стенок скважин при циклических колебаниях температуры при спуско-подъемных операциях;
работоспособность забойных двигателей и т.п.
Высокая температура горных пород отрицательно влияет на материалы, входящие в состав промывочной жидкости. Как химические реагенты, так и глины при высоких температурах становятся слабоактивными и нестабильными и не могут достаточно эффективно обеспечивать необходимый режим бурения. При прогреве химически не обработанных глинистых растворов до 140°С происходит термодиспергирование глинистой фазы, что приводит к увеличению количества связанной воды и удельной поверхности дисперсной фазы – растворы загустевают до нетекучего состояния.
Установлено, что изменение структурной вязкости и СНС промывочной жидкости в зависимости от температуры сильно влияет на величину давления при пуске насоса.
Высокая температура существенно влияет на работоспособность токоподводящего кабеля, мощность электробуров.
В приствольной зоне рекомендуется поддерживать перепад температур промывочная жидкость – горный массив в пределах 40-60°С в интервале 3000-4000м и 70-80°С в интервале 5000-6000м.
Опыт глубокого бурения показывает, что при использовании промывочной жидкости большой плотности и высоком температурном градиенте возникающие напряжения могут быть причиной нарушения циркуляции, т.е. вызвать даже терморазрыв пласта.
Существенно
влияет повышение температуры на
поверхности трения между породоразрушающим
инструментом и горной породой как на
состояние породоразрушающего инструмента
и горной породы, так и на эффективность
бурения. При бурении глубоких скважин
на поверхности контакта долота с забоем
возникает высокая температура (450-650°С
и выше). Материал долота теряет прочность,
изнашивается, теряются алмазы,
твердосплавные вставки.
На рис.1.6 приведена зависимость температуры поверхности трения (сталь – горная порода) от температуры промывочной жидкости при промывке водой (рис.1.6-1) и 10%-м раствором КМЦ (рис.1.6-2).
С ростом температуры промывочной жидкости в обоих случаях температура поверхности трения увеличится по линейному закону.
Из
рисунка рис.1.7 видно, что величина
проходки при промывке холодной жидкостью,
а, следовательно, при пониженной
температуре породоразрушающего
инструмента, значительно выше.
1 – 10оС; 2 – 80оС.
Рис.1.7
Промывочные и тампонажные растворы для бурения скважин на геотермы
При бурении до вскрытия продуктивной зоны используются промывочные жидкости, обеспечивающие просто безаварийную работу. Обычные глинистые растворы в условиях геотермических скважин не эффективны, а в продуктивной зоне вообще не применимы, так как приводят к кольматации каналов, по которым горячий флюид поступает в скважину. Глинистая корка при 200°С спекается на стенках скважины, удалить ее очень трудно, чаще просто невозможно.
Для вскрытия продуктивных зон применяются безглинистые растворы, вода, аэрированные растворы, пены. Очистные агенты и входящие в их состав химические реагенты должны быть термостойкими, нетоксичными, не загрязняющими ствол скважины. Кроме того, они должны обладать необходимой стабильностью, выносной способностью и устойчивостью к воздействию пластового флюида.
С целью предотвращения грифонообразования затрубное пространство тщательно тампонируется и проверяется на герметичность.
В качестве вяжущих применяют следующие материалы:
тампонажный шлакопесчаный цемент ШПЦС (ТУ39-9-27-71). Это тонкоизмельченные шлаки с кварцевым песком. При температуре более 200°С соотношение компонентов 1:1. Для повышения стабильности раствора иногда добавляют бентонит (до 12,5%). При температуре до 100-120°С в смесь вводят цемент УЩЦ и интенсификатор твердения – портландцемент (до 10%);
утяжеленный шлаковый УШЦ2-200 для скважин с температурой 80-220°С;
белито-кремнеземистый цемент БКЦ (ТУ21-1-3-67) для высокотемпературных скважин. Это смесь отходов производства глинозема, соды (1-5%) и поташа из нефелинового материала, а также кварцевого песка (30-70%). При 160-200°С и давлении 6-7МПа начало схватывания раствора БКЦ составляет 1,5-4,5ч, конец – не позднее 10ч, водоцементное отношение 0,38-0,42.