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.
|
|
2.3 Технологии тампонирования теплообменных скважин и установки в них теплообменных коллекторов Другой важной технической задачей является спуск скважинного теплообменного коллектора в уже пробуренную скважину и заполнение ее специальными тампонажными материалами. Сточки зрения подготовки скважины к этапу эксплуатационной разведки и последующей ее сдачей в эксплуатацию, наиболее перспективной технологией бурения является бурение с разъемной двойной колонной бурильных труб. В подобных колоннах внутренние бурильные трубы с помощью разъемных фиксаторов центрируются в наружной колонне бурильных труб, при этом при доведении скважины до проектной глубины внутренняя колонна может быть извлечена, а наружная – будет играть роль временной обсадки. Вовремя достижения запланированной глубины внутренняя колонна бурильных труб вместе со складным породоразрушающим инструментом и забойной ударной машиной, если таковая имеется в компоновке, извлекается из скважины, а на забой под действием собственного веса опускается в собранном виде теплообменный коллектор той или иной конструкции вместе с нагнетательной трубкой. По завершении спуска коллектора на заданную глубину начинается подача тампонажного материала в нагнетательные трубки сих одновременным подъемом (рисунок 2.3). Такой способ тампонирования позволяет выполнять селективное тампонирование с достаточно высокой точностью, а именно менять рецептуру тампонажного материала в зависимости от глубины, что позволяет осуществить, в частности, теплоизоляцию верхних интервалов скважины, подверженных сезонным колебаниям температур от теплообменного коллектора. По завершению тампонажа наружная колонна бурильных труб извлекается, таким образом, что пространство, ранее занимаемое ими в скважине, самотеком заполняется тампонажным материалом. Описанный вид тампонирования теплообменных скважин является самым эффективным сточки зрения организации труда и затрат времени на вспомогательные операции. При использовании неразъемных двойных бурильных труб тампонаж теплообменных скважин может выполняться следующим образом, при условии, что компоновка колонны не включает в себя ударных машин. При достижении проектной глубины в центральный канал двойной КБТ начинает подаваться тампонажный раствор, при этом КБТ с соответствующей скоростью извлекается из скважины. После извлечения колонны и заполнения скважины тампонажным материалом, в заполненную скважину усилием механизма подачи задавливается теплообменный коллектор с помощью упругой колонны труб, которые в последующем извлекаются. Недостатками данной технологии ограничения глубин подобной установки теплообменных коллекторов, в среднем не болеем, а также требованиям к тампонажным материалам, а именно к срокам схватывания, консистенцией плотностью и пластичностью. Рисунок 2.3 – Технологическая схема тампонирования теплообменной скважины при бурении неразъемными двойными бурильными трубами Самыми распространенными технологиями тампонирования и установки теплообменных коллекторов являются поэтапные проведения следующих операций 1. Извлечение колонны бурильных труб из скважины, затем под действием собственного веса в скважину опускается теплообменный коллектор, при этом тампонажный материал самотеком заполняет пространство между стенкой скважины 2. После извлечения колонны в скважину вместе с теплообменным коллектором производится спуск прикрепленного к нему нагнетательного трубопровода. После спуска на проектную глубину нагнетательный трубопровод раскрепляется и извлекается на поверхность с одновременным заполнением через него скважины тампонирующим материалом. Достоинством первого метода является отсутствие необходимости в дополнительном нагнетательном оборудовании, однако, необходимо отметить тот факт, отсутствует контроль качества заполнения затрубного пространства тампонажным раствором, и нет гарантии, что после завершения операции между теплообменным коллектором и стенкой скважины будет плотный контакт, который обеспечит достаточные условия для кондуктивного теплообмена. Также на применение данной технологии накладывается следующее ограничение области применения, геологический разрез скважины должен быть сухим, иначе даже небольшой водоприток изменит водоцементное соотношение, что приведет к ухудшению технологических свойств тампонажного раствора. В условиях Ленинградской области подобная ситуация может возникнуть лишь на Карельском перешейке в случае, если разрез представлен монолитными гранитами и гранито-гнейсами при пренебрежимо малой мощности четвертичных образований или в случае их полного техногенного перемещения. Достоинством второго метода является наличие возможности поинтервального заполнения затрубного пространства скважины тампонажными растворами различного состава в случае, если это необходимо, а также нет ограничения по обводненности разреза, так как при заполнении скважины вода будет удаляться на поверхность. Недостатком, по сравнению с первым методом, является бόльшая металлоемкость операций и бόльшие затраты времени на их проведение, а также необходимость увеличения диаметра бурения скважины для того чтобы, обеспечить размещение в ней нагнетательного трубопровода, что приведет к удорожанию работ в целом. Важно также отметить, что этапы установки теплообменного коллектора и заполнение пространства между стенкой скважины и коллектором специальными растворами, являются самыми ответственными. Так при их некачественном выполнении может быть занижена удельная тепловая мощность тепловой энергии, получаемая от горных пород, что, в свою очередь приведет к снижению эксплуатационных характеристик скважины, как на этапе ее опробования, таки на этапе ее эксплуатации. Следовательно, при проектировании технологических схем сооружения теплообменной скважины следует оказывать большое внимание на выбор и обоснование технологической схемы ее тампонирования Выводы по главе 2 Во второй главе рассмотрен принципиальный подход к рассмотрению геолого-технических условий бурения теплообменных скважин, на базе которого должен осуществляться выбор технологии их сооружения. Самыми распространенными конструкциями теплообменных скважин являются безобсадные, поэтому при их сооружении выбор рациональных технологий должен останавливаться на самых производительных, таких как вибрационно-вращательное типа Sonic и бурение с применением двойных концентрических бурильных труб с обратной промывкой и/или применением забойных ударных машин. В районах с маломощными четвертичными отложениями, фундамент которых представлен твердыми и крепкими кристаллическими породами наиболее эффективной технологией является вибрационно-вращательное бурение типа Sonic, которая позволяет не только снизить себестоимость бурения и увеличить его производительность, но и повысить эффективность работы скважинного коллектора. В районах с развитой мощностью четвертичных отложений, фундамент которых представлен средними по твердости осадочными породами наиболее эффективной технологией является бурение с применением двойных концентрических бурильных труб с обратной промывкой и/или применением забойных ударных машин, которая позволяет снизить себестоимость бурения и увеличить его производительность, при этом термические сопротивления в скважине будут минимальны, так как при бурении на стенке скважины не будет образовываться фильтрационная корка ГЛАВА 3 МЕТОДИКА АНАЛИТИЧЕСКИХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ОСНОВНЫХ ПРОЦЕССОВ СООРУЖЕНИЯ ТЕПЛООБМЕННОЙ СКВАЖИНЫ Изучение процессов, протекающих в теплообменной скважине, требует их рассмотрения с различных точек зрения гидромеханики, гидравлики, теплофизики горных пород, теплопереноса в жидких средах, гидрогеологии и некоторых других. Таким образом, изучение процессов циркуляции и теплообмена является комплексной задачей. Для того чтобы разработать методику проектирования теплообменных скважин, нужно детально изучить физику их работы, а затем провести аналитические и экспериментальные исследования, нацеленные на выявление основных факторов и параметров, влияющих на эффективность процессов теплообмена и на выбор основных конструкционных параметров, таких как глубина скважины, ее диаметр, расстояние между скважинами, а также на время эксплуатации скважины в зависимости от тепловой нагрузки. 3.1 Обоснование критерия эффективности работы теплообменной скважины Как любая техническая система, теплообменные скважины требуют анализа эффективности их работы с помощью расчета коэффициента полезного действия. Однако если речь идет о тепловых насосах и теплообменных скважинах такой подход неприменим, так как объем получаемой энергии больше затраченной. В мировой практике для комплексной оценки работы теплового насоса, применяется такой параметр, как COP – коэффициент трансформации, равный отношению полученной энергии от массива горных пород к затраченной энергии на циркуляцию теплоносителя в скважине. Этот показатель зависит от многих параметров, но основные факторы – это температура теплоносителя на выходе из скважинного коллектора и требуемый температурный уровень во вторичном циркуляционном контуре теплового насоса (рисунок 3.1) [32,33,56,61,107]. Недостатком данного коэффициента в том, что в абсолютном выражении его значение больше единицы. При работе теплообменной скважины происходят следующие энергообменные процессы потери энергии, которая рассеивается из-за потерь давления при циркуляции теплоносителя в скважинном коллекторе, Q P ; получение энергии от массива горных пород в виде тепла, Температура во вторичном контуре С 3 4 5 6 -5 -3 -1 1 3 Температура теплоносителя, 0 С C O P Температура во вторичном контуре С 3 4 5 6 -5 -3 -1 1 3 Температура теплоносителя, 0 С C O P Рисунок 3.1 – Зависимости COP от температуры теплоносителя и температуры во вторичном контуре сплошная линия – средние значения пунктирная – пределы изменения Введем понятие коэффициента полезного действия (КПД) теплообменной скважины, таким образом, чтобы его можно было выразить в привычных долях единицы или процентах. КПД теплообменной скважины – это отношение разности полученной тепловой энергии и затраченной на циркуляцию к полученной тепловой энергии , T P T T P T N N N Q Q Q (3.1) где N T – полученная тепловая мощность, Вт N P – мощность, затраченная на циркуляцию, Вт. Мощность, затрачиваемая на циркуляцию, определяется выражением 61 , Q P N P (3.2) где Р – общие потери давления в скважинном циркуляционном коллекторе, Па Q – расход теплоносителям с. Получаемая тепловая мощность может быть определена следующим выражением , t cm N T (3.3) где с – теплоемкость теплоносителя, Дж/(кг·К); m – масса теплоносителя, кг, прошедшего за время τ, с ∆t – разность температур на выходе и входе из теплообменной скважины или эффективная разница температур, К. Если обозначить массу через произведение объема на плотность, то окончательно для N T получим выражение t Q c N T (3.4) Подставив (3.4) ив, окончательно получим , 1 t c P t c P t c t Q c PQ t Q c (3.5) где ρ – плотность теплоносителя, кг/м 3 Эффективность теплообменной скважины зависит от потерь давления, эффективной разности температур и параметров теплоносителя. Также для рассматриваемого уравнения, КПД теплообменной скважины будет всегда меньше единицы. Выражение (3.5) можно использовать для сравнения качества работы теплообменных скважин, независимо от типа установленного скважинного коллектора и типа используемых материалов 62 3.2 Основные факторы, влияющие на работу теплообменной скважины На режим работы теплообменной скважины оказывают влияние множество факторов, среди которых основными являются 1. Геологические теплофизические теплоемкость, теплопроводность, температуропроводность пород, их температура и ее распределение по глубине. гидрогеологические пористость пород, их влажность, коэффициент фильтрации, водонасыщенность и др петрографические и минералогические особенности горных пород условия залегания, мощности слоев, плотность пород. 2. Технологические режим нагрузки, время и циклы эксплуатации 3. Технические диаметр и глубина скважины, расстояние до соседних скважин, тип скважинного коллектора, свойства материалов самого коллектора и тампонажного раствора. С ростом глубины возрастает температура горных пород. В массиве аккумулируется энергия теплового потока, идущего с большой глубины. Градиент температуры на определенных глубинах зависит от теплопроводности горных породи удельного теплового потока. Данный процесс описывается уравнением , i i q gradT (3.6) где gradT i – градиент температуры го геологического слоя, Км q – удельный тепловой поток Земли, Вт/м 2 ; λ i – теплопроводность i- геологического слоя, Вт/(м·К). На территории России удельный тепловой поток колеблется в пределах 0,035 до 0,075 Вт/м 2 [4,10,15]. Опыт бурения глубоких скважин в России, в том числе и бурение нефтяных скважин, что в среднем геотермический градиент составляет порядка 0,03 Км. Однако температура приповерхностных толщ горных пород не всегда строго подчиняются этому распределению. Основными факторами, влияющими на нелинейное распределение температуры в приповерхностных толщах горных пород, являются сезонные колебания температур, вызванные аккумулированием тепловой солнечной энергии летом и отдача ее в атмосферу зимой наличие водоносных горизонтов, воды которых могут иметь аномально низкую или аномально высокую температуру. Сезонные колебания температур горных пород прямо зависят от сезонных колебаний температуры воздуха. Сезонные колебания распространяются на глубину от 15 дом, в зависимости от климата, свойств горных породи теплового потока Земли в рассматриваемом регионе. Минимальная глубина, на которой не отмечается сезонных колебаний, называется глубиной нейтрального слоя. Схематически распределение температур до глубины нейтрального слоя показано на рисунке 3.2 [46,67,77]. Рисунок 3.2 – Схема сезонных колебаний температур сплошные линии – значения температур в разные месяцы пунктирные – пределы колебаний Н НС Температура пород Глубина Приповерхностные водоносные горизонты могут также вызывать аномалии в распределении температуры по глубине массивов горных пород. Такое явление объясняется тем, что вода, заполняющая поры и трещины вмещающих пород, имеет высокую теплоемкость, около 4200 Дж/(кг·К). Такие свойства воды позволяют ей запасать достаточное большое количество тепловой энергии и доставлять ее в различные точки водоносного горизонта или наоборот, отбирать эту энергию от горных пород. Возможны два случая 1. Нелинейное повышение температуры горных пород 2. Нелинейное понижение температуры горных пород. Подобное поведение горного массива достаточно сложно спрогнозировать аналитическими методами, поэтому оно требует непосредственного измерения температуры в скважине для качественного проектирования теплообменных скважин. В зависимости от конструкции теплообменной скважины и геологического строения влияние подземных вод на теплообмен может быть как незначительным, таки определяющим. Для вариантов конструкций, предусматривающих тампонирование пространства между теплообменным коллектором и стенкой скважины влияние подземных вод незначительно. Наличие обильных водоносных горизонтов с сильно проницаемыми вмещающими породами замедляет их охлаждение в процессе эксплуатации теплообменной скважины и изменяет профиль фронта теплового влияния на окружающий массив (рисунок 3.3). Рисунок 3.3 – Зоны теплового влияния а) – в непроницаемых породах D – диаметр скважины R – радиус теплового влияние в момент времени t; б) – в проницаемых породах R 1 , R 2 – максимальное и минимальное расстояния теплового влияния в момент времени t. В случае, когда теплообменная скважина постоянно обтекается подземными водами (рисунок б, то профиль фронта теплового влияния на массив горных пород из окружности трансформируется в эллипс, большие полуоси которого параллельны линиям тока в водоносном горизонте. R 1 тем больше и R 2 тем меньше, чем больше действительная скорость фильтрации, которая прямо пропорциональна коэффициенту фильтрации вмещающих породи гидравлическому градиенту. При проектировании теплообменных скважин в подобных случаях следует определять линии тока и располагать скважины таким образом, чтобы избегать перекрытия зон теплового влияния. Для вариантов конструкций теплообменных скважин, работа которых непосредственно зависит от параметров водоносного горизонта, роль гидрогеологических условий является определяющей, и учета требуют не только коэффициент фильтрации и гидравлический градиент, но и напор подземных вод, пьезопроводность, водопроводимость и коллекторские свойства вмещающих пород водоносного горизонта. Для проектирования теплообменных скважин любой конструкции необходимо учитывать влияние водоносных горизонтов и качественно оценивать их фильтрационные параметры. D 2R R 1 >R R 2 D а) б) 66 3.3 Постановка задачи моделирования процесса теплообмена между массивом горных породи скважиной Циркуляционная система теплообменной скважины по интенсивности, протекающих в ней теплообменных процессов можно разделить натри участка рисунок 3.4): 1. Активный участок теплообмена, расположенный ниже глубины нейтрального слоя 2. Участок возможных тепловых потерь, расположенный на глубине от дневной поверхности до нейтрального слоя, подверженный влиянию сезонного колебания температур 3. Участок подводящих линий на поверхности, требующий теплоизоляции. Рисунок 3.4 – Участки теплообменной циркуляционной системы 1) участок активного теплообмена 2) участок возможных тепловых потерь 3) участок подводящих линий Таким образом, участок активного теплообмена является тем, интервалом, который обеспечивает передачу тепловой энергии от горных пород потоку теплоносителя. Со стороны горных пород теплообмен будет характеризоваться теплопередачей, а со стороны потока теплоносителя теплоотдачей (рисунок 3.5) [43]. 1 2 3 нейтральный слой Рисунок 3.5 – Распределение температур на активном участке теплообменной скважины глубиной H В начальный момент времени массив горных пород характеризуется постоянной температурой пи является изотропной средой с постоянными теплопроводностью λ, теплоемкостью и плотностью при условии r→∞. На расстоянии от R 0 (радиус скважины) до R (радиус зоны теплового влияния, в предельном случае R=R max ) температура изменяется по экспоненциальному закону, а температура стенки скважины с снижается со временем ив предельном случае равна температуре жидкости. Теплоноситель, который циркулирует в теплообменной скважине, характеризуется следующими параметрами постоянной во времени температурой ж, и коэффициентом теплоотдачи α. Коэффициент теплоотдачи зависит от значения числа Рейнольдса, Прандтля, теплопроводности жидкости, эквивалентного диаметра канала и, прежде всего, от режима течения ламинарного, переходного или турбулентного. С учетом перечисленных условий уравнение теплообмена можно записать в виде дифференциального уравнения с граничными условиями третьего рода T r 0 t п ж R o R R max начальная температура пород текущая температура пород предельные значения температуры пород t c 68 , ж п t t r T (3.7) где Т – текущее значение температуры пород (Кв момент времени τ (сна расстоянии r от оси скважины (м, причем R 0 <r<R. Таким образом, функция температуры в общем виде будет выглядеть следующим образом ; r f T (3.8) Начальные условия для уравнения (3.7) можно записать следующим образом , ) ; 0 ( ; ; 0 П) то есть, в начальный момент времени температура на стенке скважины равна естественной температуре пород. Граничные условия записываются в виде , ) ; ( ; ; 0 П) то есть, в момент τ 0 на расстоянии, равном радиусу теплового влияния в данный момент, температура равна начальной температуре пород. Решение уравнения (3.7) позволит найти значение удельной тепловой мощности, получаемой с активного участка теплообменной скважины, в зависимости от геометрии теплообменного коллектора, режима циркуляции, свойств породи основных конструктивных элементов скважины диаметра и глубины 69 |