Диссертация по альтернативным скважинам. ДИССЕРТАЦИЯ_СТРАУПНИК. Обоснование и разработка технологии опробования и эксплуатационной разведки ресурсов тепловой энергии приповерхностных толщ горных пород теплообменными скважинами
 Скачать 3.09 Mb.
|
|
1.8 Постановка задач исследований Для бурения теплообменных скважин за рубежом разработаны специальные технико-технологические комплексы, которые нашли широкое применение. В России же, наоборот, для тех же целей используют буровые установки и инструмент, которые применяются при сооружении водозаборных и гидрогеологических скважин. В России не существует качественной методики по проектированию теплообменных скважин, то есть расчета их глубин, диаметров, расстояния между ними, выбора типа коллектора. Методика проектирования основных конструктивных элементов теплообменных скважин требует доработки так, чтобы учитывать геолого-технические условия, температурный режим массива, тип теплообменного коллектора, требуемые тепловые нагрузки и режим теплообмена. Применение новых технологий бурения теплообменных скважин позволит снизить цены одного погонного метра скважины, что, в свою очередь, сделает отопительные системы на базе тепловых насосов более доступными. Таким образом, можно сформулировать следующие задачи исследований 1. Проанализировать существующие методы проектирования, технологий и технические средства сооружения скважин для систем теплоснабжения и кондиционирования с использованием низко потенциальной энергии горного массива. 2. Типизировать геологические разрезы Санкт-Петербурга и Ленинградской области, сточки зрения возможности их эффективного использования в качестве нетрадиционных источников энергии низко потенциального тепла горных пород, для предварительного определения комплекса разведочно-эксплуатационных работ. 3. Аналитически обосновать критерий эффективности сооружения теплообменных скважин в конкретных геолого-технических условиях. Разработать математическую модель, позволяющую определить конструктивные параметры ТС для конкретных геолого-технических теплообменных условий их работы. 4. Провести экспериментальные и натурные исследования для подтверждения математической модели, применяемой при проектировании теплообменных скважин и определении эффективности их работы. 5. Разработать методики проектирования разведочно-эксплуатационных работ и конструкции ТС для использования низко потенциального тепла горных пород для конкретных геолого-технических условий. 6. Обосновать выбор эффективной технологии бурения и оборудования ТС для систем отопления и кондиционирования с использованием тепловых насосов гражданских и производственных объектов Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Выводы по главе 1 1. Анализ отечественного и зарубежного опыта показывает, что наиболее эффективным типом коллектора теплообменной скважины является коаксиальный тип, при этом подача теплоносителя должна осуществляться через кольцевой канал, что позволит увеличить объем получаемой энергии на 20…30% по сравнению с образными коллекторами. 2. Исходя из практического опыта, диаметр теплообменных скважин варьируется в диапазоне от 112 до 190,5 мм, а глубина от 50 дом. В России выбор таких параметров теплообменных скважин, как диаметр, глубина их необходимое количество осуществляется на основе зарубежного опыта без учета конкретных геологических условий района работ. 3. На настоящий момент самыми эффективными технологиями бурения теплообменных скважин являются вибрационно-вращательное бурение и вращательное бурение с обратной промывкой и применением колонны двойных бурильных труби забойных ударных машин, которые позволяют повысить механическую скорость бурения до десятков м/мин по перемежающимся по буримости породам, а также снизить себестоимость буримой скважины. 4. При проектировании теплообменных скважин должно учитываться следующее геолого-технические условия, геологическое строение, теплофизические свойства горных порода также условия работы теплообменной скважины в системе теплообмена, то есть режим и продолжительность циркуляции теплоносителя в скважине. ГЛАВА 2 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ ТЕХНИКО- ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СРЕДСТВ БУРЕНИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ СКВАЖИН Геолого-технические условия бурения теплообменных скважин на территории Ленинградской области характеризуются высокой сложностью. Основной из них является развитие на большей части рассматриваемой территории мощной толщи четвертичных отложений, представленных различными литологическими разностями от песков и глинистых отложений до гравийно-галечных отложений. Таким образом, неустойчивые, сточки зрения поддержания стенки скважины целостной, мягкие породы перемежаются с крупнообломочными терригенными образованиями, проходка которых традиционной технологией бурения (вращательный способ с прямой промывкой буровым раствором) затруднительна и зачастую сопряжена с рядом осложнений и аварий. Среди самых распространенных проблем быстрый износ ПРИ, обвалы и прихваты бурового инструмента. Другим осложняющим фактором является наличие в геологическом разрезе различных по физико-механическим свойствами буримости коренных пород от аргиллитов, песчаников и известняков до гранитов и гранито-гнейсов. Фактически на территории Ленинградской области при бурении теплообменных скважин встречаются породы от I до X категории по буримости. Бурение теплообменных скважин не требует отбора керновых проб, поэтому широкое применение могут найти высокопроизводительные бескерновые технологии бурения, основными из которых являются бурение комбинированным способом – вибрационно-вращательным, а также бурение с применением двойной колонны бурильных труб с обратной промывкой/продувкой и использованием забойных гидравлических или пневматических машин. Вышеназванные технологии позволяют бурить скважины одним рейсом, одним диаметром и с высокой скоростью проходки. 2.1 Технология вибрационно-вращательного бурения теплообменных скважин При бурении в районах, где разрезы представлены магматическими и метаморфическими твердыми и крепкими породами наиболее эффективным является применение вибрационно-вращательного бурения [111]. Геологическое строение данных районов характеризуются наличием небольшой толщи четвертичных отложений перемежающихся по буримости от мягких до твердых отложений с большим включением обломочного материала и кристаллических магматических и метаморфических пород. Наиболее успешной реализации данная технология нашла в буровых установках, оснащенных вибрационным вращателем типа Sonic. Буровые установки данного типа делятся натри ряда по предельной глубине бурения скважин compact, middle и large (компактный, средний и большой. Предельные глубины и диметры бурения приведены в таблице 2.1 [5,29,52]. Таблица 2.1 – Предельные глубины бурения установками Sonic, м Ряд установок Начальный/конечный диаметр бурения, мм 114/80 133/99 146/112 165/131 Compact 40 30 – – Middle 150 140 130 100 Large 350 320 290 270 Таким образом, рассматриваемые буровые установки способны обеспечить бурение теплообменных скважин практически любого используемого на практике конечного диаметра и глубины. Производительность бурения вибрационно-вращательным способом колеблется от 0,1 м/мин для пород XII категории по буримости до 8 м/мин для I категории (таблица 2.2). Таблица 2.2 – Производительность бурения установками Sonic, м/мин Категория по буримости Compact Middle Large I 6…8 6…8 6…8 II 6…8 6…8 6…8 III 6…8 6…8 6…8 IV 6…7 6…7 6…7 V 4…5 4 4…5 VI 3…4 4 4 VII 2 4 4 VIII 1 4 4 IX 0,4 2 3 X 0,2 2 2 XI 0,1 1 1 XII 0,1 0,5 0,6 Подобный темп производительности позволяет осуществлять бурение одной теплообменной скважины за один рабочий день, снижая себестоимость бурения в несколько раз по сравнению с традиционными технологиями бурения. Наличие вибратора, кроме всего прочего, позволяет осуществить оперативное задавливание наружной трубы теплообменного коллектора. Такая посадка колонны труб позволяет не тампонировать затрубное пространство, поскольку при спуске будет обеспечен достаточно плотный контакт между стенкой скважины скважинным коллектором. В Уфимском государственном нефтяном техническом университете исследователями Хузиной Л.В. и Габдрахимовым МС. были проведены стендовые исследования по определению оптимальной частоты вибраций для достижения максимальной механической скорости проходки пород [62]. В качестве образцов горных пород были выбраны гранит и мрамор. На экспериментальном стенде, представленном на рисунке 2.1, проводились исследования по выявлению зависимости механической скорости бурения от частоты колебаний, создаваемых вибратором. Рисунок 2.1 – Схема лабораторного стенда 1 – стол 2 – стойка 3 – ползун 4 – образец разбуриваемой породы 5 – вибратор 6 – индентор 7 – загрузочное устройство 8 – вибродатчик 9 – АЦП 10 – электронный счетчик сигналов Испытания проводились в двух режимах при приложении статических и динамических нагрузок к образцам горных порода именно при вибрационном и вращательно-вибрационном способах бурения. Проведенные исследования показали рост механической скорости бурения, однако при достижении критических значений частоты вибрации (110 Гц для первого способа и примерно 140 Гц для второго) наблюдалась остановка роста скорости, а затем и ее снижение. Исследователи отмечают, что положение максимумов механических скоростей приходится на одни и те же частоты независимо от горной породы и величины прилагаемых внешних статических и динамических нагрузок, поэтому диапазон частот от 100 до 150 Гц исследователи отмечают как наиболее оптимальный для бурения твердых и крепких пород. Данный факт также косвенно подтверждается тем, что диапазоны регуляции частот колебаний вибраторов зарубежных буровых установок лежат в пределах от 0 до 150 Гц. Явление увеличения механической скорости бурения с увеличением частоты колебания можно объяснить тем, что под породоразрушающим инструментом за счет импульсного воздействия на забой возникают знакопеременные нормальные напряжения. Периоды сжатия и растяжения приводят к усталостному снижению прочности породы и как следствие к увеличению механической скорости бурения. Одним из возможных объяснений снижения механической скорости бурения в области закритических частот может быть тот факт, что увеличение частоты колебаний ведет к увеличению области их распространения и, следовательно, к снижению удельной энергии сообщаемой единице объема разрушаемой породы. 2.2 Технология бурения теплообменных скважин вращательным способом с использованием забойных машин и обратной циркуляцией промывочной жидкости В районах с развитой толщей четвертичных отложений, фундамент которых представлен средними по твердости породами, для бурения теплообменных скважин наиболее эффективной технологией является вращательное бурение с использованием двойной колонны бурильных труб забойных ударных машин и обратной циркуляцией очистного агента. Производительность рассматриваемого способа бурения составляет до 3…4 м/мин по мягким породами до 0,5…1 м/мин по породам средней твердости. Технология подразумевает бурение скважины одним рейсом. Двойная колонна бурильных труби обратный режим циркуляции очистного агента исключают возможность контакта бурового раствора с породами, которые могут быть подвержены размыву и кавернообразованию. Комбинация удара и вращения при бурении позволяет проходить прослои и включения более твердых пород. Оборудование скважины теплообменным коллектором, в данном случае будет осуществляться по стандартной схеме спуск коллектора в скважину под собственным весом и тампонирование затрубного пространства тампонажными материалами специального состава. Наиболее распространенными очистными агентами при бурении забойными ударными машинами являются жидкости и газы вода, глинистые, полимерные и др. растворы, а также сжатый воздух. Жидкостные очистные агенты обладают рядом существенных преимуществ [63]: - являются эффективными переносчиками энергии к забойным ударным машинам - позволяют проходить скважины при водопритоках любой мощности - создают противодавление на стенки скважины, обеспечивая их крепление - из-за высокой теплоёмкости хорошо охлаждают породоразрушающий инструмент. Основным недостатком жидкостного агента являются трудности бурения в трещиноватых, разрушенных скальных породах рассматриваемых районов. Проявляется также отрицательное влияние гидростатического давления столба жидкости - поглощения при бурении трещиноватых пород - снижение эффективности разрушения горных пород с увеличением глубины скважины. Недостатки жидкостей как очистных агентов ведут к увеличению затрат времени и средств на бурение и освоение скважин [47]. Сжатый воздух в качестве очистного агента, по сравнению с жидкостными, имеет преимущества, основным из которых является отсутствие гидростатического давления. Это обстоятельство и высокая скорость очистки забоя от шлама повышает механическую скорость бурения по сравнению с бурением с промывкой примерно враз Сжатый воздух аффективно применяется при бурении набухающих порода также в условиях поглощения промывочной жидкости в трещиноватых породах [30,23]. К основным недостаткам сжатого воздуха следует отнести невозможность использования его при водопритоках и при обвалах пород. При достижении противодавления 20% от давления в рабочей сети, пневмоударник прекращает работать. Газожидкостные смеси объединяют в себе преимущества жидкости и газа - пониженное давление в затрубном пространстве позволяет при постоянном давлении на насосе увеличивать перепад давления, срабатываемого на забойной машине - выносная способность стабильных ГЖС враз выше выносной способности воды, что увеличивает механическую скорость в 2…3 раза - при проходке зон поглощений со стабильными ГЖС происходит кольматация трещина низкое давление столбов ГЖС обеспечивает проходку трещиноватых зон без осложнений - расход воздуха при бурении с ГЖС, при прочих равных условиях враз меньше, чем при бурении с продувкой. Таким образом, газожидкостные смеси целесообразно использовать при бурении слабоцементированных породи валунно-галечных отложений, а также в условиях больших водопритоков, где пневмоударник перестает работать. Описываемая технология предполагает постоянный вынос выбуренного материала с забоя (шлама и керна, в случае колонкового бурения) в круглом канале внутренней бурильной трубы при подаче промывочной жидкости в кольцевой зазор между наружной и внутренней трубами. Наибольшее влияние на эффективность процесса выноса шлама и керна оказывают свойства выбранной промывочной жидкости, режим ее циркуляции, а также рациональный выбор ударной забойной машины. На рисунке 2.2 принципиальная схема технологии бурения двойными бурильными трубами с использованием забойных ударных машин и при обратной циркуляции очистного агента. Рисунок 2.2 – Технологическая схема бурения двойными бурильными трубами с использованием забойных ударных машин при обратной циркуляции промывочной жидкости При бурении с обратной циркуляцией, очистной агент (вода, глинистый растворили воздух) от бурового насоса подается по нагнетательной линии через сальник-вертлюг, в кольцевой зазор бурильной колонны. Поток промывочной жидкости, возвращающийся из скважины по центральному каналу бурильной трубы, через вращатель поступает в керно/шламоотводящий рукав и подается в отдельно стоящую емкость. При этом в случае для бескернового бурения, полученная смесь очистного агента и шлама проходит через гидроциклон, который предназначен для снижения скорости смеси и ее механического очищения от твердой фазы. Гидроциклоны устанавливаются на расстоянии 1,5…2 мот устья скважины. При колонковом бурении полученная смесь отводится в специальные емкости, которые чаще всего представляют собой прицеп-резервуар, отстоящий от оси скважины примерно нам. Описываемая технология гидротранспорта выбуренного материала в настоящее время может эффективно применяется в породах II-V категории по буримости, применение ударных машин позволяет расширить область рационального применения до X категории включительно, при условии рационального выбора породоразрушающего инструмента. В сложных условиях, при наличии в разрезе неустойчивых интервалов значительной протяженности, таких как мощные толщи четвертичных песчаных отложений или сильно выветрелых коренных пород, возможно бурение с применением двух промывочных жидкостей. Раствор, который может образовывать непроницаемую глинистую или полимерную корку на стенке скважины, сложенной неустойчивыми породами, может подаваться между стенкой скважины и бурильной колонной из отстойника самотеком по мере углубления скважины, при этом другой промывочный агент будет обеспечивать нормальный процесс обратной циркуляции внутри двойной колонны бурильных труб [63]. При бурении с пневматическим транспортом выбуренного материала с использованием в качестве очистного агента - воздуха, в приведенной на рисунке 2.2 достаточно поменять буровой насос на компрессор. В случае если буровая установка система укомплектована и буровым насосом и компрессором, то для смены очистного агента достаточно изменить положение вентиля в нагнетательной системе. При бурении с использованием пены в качестве очистного агента, воздух подаваемый компрессором, проходя через пеногенератор, смешивается с подаваемым раствором ПАВ. В результате смешивания образуется пена, которая также, как ив предыдущих вариантах подается по нагнетательной линии через сальник вертлюг, в кольцевой зазор бурильной колонны, вынося по центральному каналу через керноотводящий. В этом случае гидроударник работает с низкой энергией удара. Пенные системы практически не оказывают вредного воздействия на окружающую среду, так как в них концентрация ПАВ не превышает 1% [28]. При описываемой технологии бурения одной из главных задач является обеспечения такого режима циркуляции промывочного агента, который позволял бы полностью транспортировать выбуренный материал с забоя по центральному каналу двойных бурильных труб. В случае для колонкового бурения выбуренная колонка керна попадает в канал восходящего потока по мере своего образования и откалывания от забоя, в то время как шлам движется из-под торца породоразрушающего инструмента к центру забоя, при этом постоянно уплотняясь, по мере увеличения проходки. Организовать подобного рода движение породного материала должен обеспечивать очистной агент. При осуществлении бескернового бурения шлам точно также должен перемещаться из-под торца породоразрушающего инструмента к центру забоя, а затем под действием усилий со стороны лопастей долота ив большей степени, со стороны потока очистного агента попадать в центральный канал бурильных труб. Подобная схема очистки забоя будет эффективно работать только в том случае, если выбуренная порода не будет попадать в пространство между стенкой скважины и наружной стенки внешней бурильной трубы. При бурении кольцевым забоем колонка выбуренного керна будет являться естественным дросселирующим устройством, обеспечивающим циркуляцию потока промывочной жидкости только внутри каналов бурильных труб. В тоже время, при бурении сплошным забоем подобного рода естественной преграды не будет, и гарантии эффективной очистки забоя от шлама нет. Теоретически для решения данной проблемы возможно использование уплотнительных устройств, которые располагались бы на внешней стенке бурильных труби плотно прилегали к стенке скважины. Однако из-за постоянного трения подобного уплотнительного устройства при вращении и перемещении колонны, а также постоянном изменении фактического диаметра скважины ввиду анизотропности свойств буримых пород его применение неэффективно и не решит проблемы с направлением циркуляционных потоков. Для решения проблемы очитки забоя целесообразней включить в компоновку буровой колонны устройство, которое может обеспечивать принудительную обратную призабойную циркуляцию. Создание такой циркуляции возможно с использованием эжекторов специальных конструкций. Исследования процессов, протекающих на забое скважины при бурении двойными колоннами бурильных труб, были проведены д.т.н. Кардышем В.Г. и к.т.н. Пешковым АН. и Кузнецовым A.B. Ими разработана теоретическая база, которая описывает движение выбуренной породы в виде керна и шлама по внутреннему каналу бурильных труб [24]. Условно бурение с гидро- или пневмотранспортом выбуренной породы, были разделено наряд одновременно протекающих процессов таких как разрушение горных пород на забое, его очистка от шлама, отвод тепла образующегося при трении ПРИ о породный забой, отрыв керна, движение керна и шлама в восходящем потоке промывочной жидкости. Вышеуказанными исследователями было обозначено три класса пород пластичные, сыпучие и образующие столбики керна и шлама, при этом для каждого из них рассмотрены забойные процессы с учетом эффекта пакерования, то есть способствование выбуренных пород сохранению обратной циркуляции. Для количественной оценки эффекта пакерования был введен коэффициент пакерования, равный отношению расхода в зазоре между стенкой скважины и колонной бурильных труб к расходу, создаваемым буровым насосом [63]. Использование предложенного критерия позволило оценить используемые в отечественной практике конструкции бурового инструмента и установок, предназначенного для бурения гидрогеологических и геотехнологических скважин. Были связаны в единую зависимость следующие факторы, оказывающие большое влияние на качество очистки забоя и транспортировки выбуренной породы на устье, а именно диаметр и глубина бурения плотность, пористость и другие физические свойства пород расход очистного агента конструкция бурового инструмента. Проведенный авторами анализ позволили выбрать фактор, который оказывает наибольшее влияние на процессы очистки забоя и транспортирования выбуренной породы при бурении двойными концентрическими колоннами бурильных труба именно скорость восходящего потока в центральном канале буровой колонны играет главную роль при выборе и расчете геометрических параметров колонны. Именно этот параметр оказывает влияние на такой режимный параметр как расход очистного агента, который в свою очередь определяет в зависимости от размеров сечения колонны потери давления в циркуляционной системе и, как следствие, давление развиваемого насосом или компрессором. Сечение же двойных бурильных труб определяет общий вес буровой колонны, который, в конечном счете, повлияет на выбор буровой установки по такому параметру, как грузоподъемность. Такие параметры как наружный диаметр колонны бурильных труб, диаметр породоразрушающего инструмента, длина и вес колонны определяют мощность, развиваемую при вращении КБТ, что в конечном итоге отражается на общем балансе энергозатрат при бурении. Все указанные параметры входят в широко известное эмпирическое выражение для расчета мощности, развиваемой при бурении 53 , 10 2 3 где N – мощность, развиваемая на вращение КБТ, кВт φ – коэффициент динамического трения, φ=0,2…0,3; λ – поправочный коэффициент, учитывающий влияние упругих сил и собственного веса КБТ при вращении, λ=0,6…0,9; L – длина КБТ, м D – диаметр скважины с учетом разработки стенок, м d – наружный диаметр КБТ, м q – вес одного погонного метра КБТ, даН/м; n – частота вращения КБТ, об/мин. Анализ вышеуказанных проблем привел к созданию как отечественного, таки зарубежного современного оборудования и инструмента для бурения двойными колоннами бурильных труб с обратной циркуляцией промывочной жидкости и использованием забойных ударных машин. |