Вопросы формирования конструкции эксплуатационных колонн технологических скважин скважинного подземного выщелачивания урана

Технологические скважины являются горными выработками, через которые в продуктивный водоносный горизонт попадают выщелачивающие растворы (ВР), а на поверхность извлекаются продуктивные растворы (ПР), содержащие полезный металл. При этом срок безаварийной работы соответственно нагнетательных и откачных скважин, определяющийся состоянием эксплуатационной колонны, должен быть сопоставим с продолжительностью отработки добычной единицы (ячейки, блока, залежи). В связи с этим обстоятельством материалом обсадных труб, из которых формируется эксплуатационная колонна, должен быть прежде всего непластифицированный поливинилхлорид (НПВХ) с различными добавками, повышающими, например, морозостойкость и ударную прочность, тем самым выгодно отличающийся от полиэтилена низкого давления (ПНД), обладающего пониженными прочностными характеристиками, практически не применяемым для скважин, сооружаемых в зоне многолетнемерзлых горных пород (криолитозона).

Однако требование к качеству материала рекомендуемых к использованию обсадных труб является всего лишь одним из обязательных к исполнению критерием работоспособности эксплуатационной колонны наравне с другими, в зависимости от конкретных горно-геологических условий сооружения скважин, таких как, например, совместимость материала обсадных труб с применяемым материалом гидроизоляции заколонного пространства; влиянием изменения температуры рабочих растворов в процессе эксплуатации скважин; температурного фактора при спуске обсадных труб в скважину и других. Настоящая работа представляет собой попытку научно обосновать критерии применения различных элементов оснастки эксплуатационных колонн при сооружении скважин.

К общим основным внешним факторам, влияющим на состояние эксплуатационной колонны в процессе сооружения и эксплуатации скважин, можно отнести:

— применение в качестве материала гидроизоляции заколонного пространства цементного раствора на основе сульфатостойкого цемента;

— линейные изменения длины эксплуатационной колонны при изменении температуры рабочих растворов, прежде всего ВР, в зависимости от сезона эксплуатации скважин;

— потерю осевой устойчивости эксплуатационной колонны как при сооружении, так и при эксплуатации скважин;

— старение материала обсадных труб (начиная отсчет с даты изготовления), приводящее к снижению их прочностных свойств.

Цементирование эксплуатационных колонн независимо от материала обсадных труб приводит к их защемлению в цементном камне по окончании ожидания затвердевания цементного раствора (ОЗЦ). Вопросы качества гидроизоляции в настоящей работе глубоко не рассматриваются ([2][3][16] и др.]). Подобная ситуация возникает и при заполнении заколонного пространства любым инертным материалом с высокой плотностью, например песчано-гравийной смесью. При этом гидроизоляция заколонного пространства технологических скважин СПВ урана цементным раствором имеет ряд особенностей. Одной из них является разница численных значений коэффициента линейного расширения α, 1/°C материалов контактной пары при изменении температуры транспортируемых растворов. Так, цементирование стальных обсадных колонн не вызывает температурных напряжений в трубах, поскольку для стали и цементного камня величина коэффициента линейного расширения практически одинакова и равна α = 0,00001 1/°C. А для обсадных труб НПВХ этот же коэффициент составляет α = 0,00006 1/°C (для труб из полиэтилена низкого давления ПНД он еще больше и составляет α = 0,0002 1/°C), что приводит к возникновению значительных нагрузок в теле полимерных труб при изменении температуры транспортируемых по эксплуатационной колонне растворов, прежде всего ВР в нагнетательных скважинах. В таблице 1 приведены данные о температуре пород криолитозоны Т_кз, обсадных труб при спуске их в скважину Т_от и выщелачивающих растворов Т_вр по 5 различным залежам группы месторождений, расположенных в криолитозоне.

В приведенной таблице 1 температура обсадных труб Т_от принята равной среднемесячной температуре по району проведения работ. Температура выщелачивающих растворов Т_вр в феврале измерялась при температуре воздуха Т_в = –20 °C. Абсолютное удлинение обсадных колонн из труб НПВХ и ПНД просчитано для различных периодов года и приведено в таблицах 2, 3 и 4 при начальной расчетной длине L = 50 м. Коэффициент линейного расширения материала для труб НПВХ был принят равным α = 0,00006 1/°C, а для труб ПНД соответственно α = 0,0002 1/°C. Для определения абсолютного удлинения колонны обсадных труб использовалась известная из курса «Сопротивление материалов» зависимость:

ΔL = α × L × ΔT. (1)

Расчетный перепад температуры принят равным ΔТ = 22 °C. Расчет напряжения в теле трубы выполнялся по формуле:

σ_t = α × Е × ΔТ, Мпа, (2)

где Е — модуль продольной упругости материала труб, МПа (ПНД – Е = 800 МПа, НПВХ – Е = 2500 МПа).

Расчет осевой нагрузки Р_ос в колонне выполнялся по формуле:

Р_ос = σ_t × А, кг, (3)

Анализ полученных результатов позволяет сделать следующие выводы:

— интервал защемления эксплуатационной колонны в любом материале гидроизоляции (фиксации) должен быть минимальным;

— полимерная обсадная колонна должна иметь одинаковый наружный диаметр по всей длине интервала защемления, а также возможность осевого перемещения для минимизации величины осевой нагрузки Р_ос;

— подаваемый в заколонное пространство материал должен создавать минимальное боковое давление на наружную поверхность полимерных обсадных труб;

— применение расширяющихся цементных растворов и сыпучих материалов исключается, поскольку при этом создается дополнительное сопротивление осевому перемещению эксплуатационной колонны.

На основании вышеуказанных выводов можно рекомендовать следующие технологические решения.

При этом известно, что качество гидроизоляции заколонного пространства достигается не только маркой применяемого цемента, но прежде всего способом его подачи в заколонное пространство. Для скважин СПВ урана основным способом подачи материала гидроизоляции в заколонное пространство является подача его по спущенным в заколонное пространство трубам малого диаметра (бурильные трубы диаметром 42, 50, 63,5 мм). В процессе подачи важно обеспечить максимальные скорости восходящего потока цементного раствора. Известно, что при турбулентном режиме восходящего потока цементного раствора коэффициент замещения им промывочной жидкости К_з в заколонном пространстве составляет 98 %, а при ламинарном режиме — 42 %, поэтому на эксплуатационной колонне должны быть установлены специальные разделительные устройства, выполненные в виде свободно размещаемых центраторов-смесителей, разработанных авторами и показанных на рисунке 1.

На рисунке 2 приведена принципиальная схема положения центратора-смесителя в скважине, эксплуатационной колонны и труб для подачи материала гидроизоляции.

Внутренний диаметр корпуса центратора-смесителя должен быть больше наружного диаметра обсадных труб на 2–2,5 мм.

Как следует из приведенных рисунков, при установке на эксплуатационной колонне центраторов-смесителей в заколонном пространстве все кольцевое сечение между стенками скважины и обсадными трубами является ядром потока цементного раствора. Зона не вытесненной цементным раствором промывочной жидкости и дробления цементного камня при эрлифтной прокачке с использованием эксплуатационной колонны в качестве водоподъемной отсутствует. Этим обеспечивается высокое качество гидроизоляции заколонного пространства цементным раствором. В качестве маркера может быть использована стальная лента или несколько витков проволоки. Маркер необходим для контроля глубины установки каждого центратора-смесителя на эксплуатационной колонне методом индукционного каротажа.

Кроме того, из вышеизложенного следует, что в интервале защемления эксплуатационная колонна должна иметь постоянный наружный диаметр, поскольку изменение диаметра не позволяет компенсировать линейные изменения в осевом направлении при возникновении в трубах температурных напряжений. Это означает, что трубы НПВХ любого качества с раструбным резьбовым соединением практически не должны применяться в конструкциях скважин СПВ урана. Однако они повсеместно применяются на предприятиях СПВ урана, что отчасти является причиной аварийности скважин в процессе их эксплуатации. Варианты соединения полимерных обсадных труб с указанием их недостатков приведены в работах ([6][7][9] и др.). В продолжение этой темы предлагается применять клеевое безрезьбовое безраструбное соединение труб НПВХ с использованием саморезов (рис. 3).

Головки саморезов в указанном соединении выполняют роль ограничителей смещения центраторов-смесителей по длине эксплуатационной колонны. Длина саморезов должна быть меньше толщины стенки трубы. Для их установки в интервале сопрягаемых безрезьбовых поверхностей просверливаются каналы для ввинчивания по винтовой линии. Назначение саморезов — обеспечить осевую прочность соединения до окончания времени склеивания соединения. В течение этого времени в скважине не должны выполняться работы, связанные с нагрузкой на эксплуатационную колонну: эрлифтные прокачки, вибрационно-ударные обработки прифильтровых зон и другие виды работ.

Анализ возможности перемещения в осевом направлении полимерной эксплуатационной колонны, защемленной в цементном камне, показывает следующее. Сцепление цементного камня с полимерными материалами τ_сц составляет 0,001 МПа (результаты получены опытным путем в лабораторных условиях, для сравнения сцепление стали с цементным камнем составляет 0,021–0,089 МПа) ([14][15] и др.). В работах ведущих ученых в области крепления нефтяных и газовых скважин отмечается, что «сцепление как фактор обеспечения герметичности крепи скважин является мифом. Колонна просто удерживается в обойме из цементного камня за счет своей непрямолинейности и невертикальности, выступающих муфт, элементов технологической оснастки» [3]. В нашем случае под сцеплением понимается сила трения, возникающая при перемещении разнородных поверхностей относительно друг друга. Усилие сдвига Р_сц, при котором участок гладкой полимерной колонны, защемленной в цементном камне, начинает перемещаться в осевом направлении, можно определить по формуле

Р_сц = А_к × τ_сц, кг, (4)

На основании приведенных рассуждений может быть определена высота интервала цементирования заколонного пространства в соответствии с зависимостью

Р_ос > Р_сц (5)

или

α × Е × ΔТ × А > τ_сц × А_к, (6)

А_к < α × Е × ΔТ × А /τ_сц, (7)

А_к = π × D_н × h_к. (9)

Тогда после подстановки результатов (6)—(9) в выражение (5) получим

Отсюда имеем проектную формулу вида:

Выражение (5) является обязательным условием для выбора высоты интервала гидроизоляции заколонного пространства технологических скважин, оборудованных полимерными эксплуатационными колоннами, цементным раствором. Выражение (11) определяет максимальную высоту цементного камня в заколонном пространстве (высоту интервала цементирования). Необоснованное увеличение высоты интервала цементирования (гидроизоляции) увеличивает риск возникновения аварий, связанных с разрушением обсадных труб при возникновении температурных нагрузок.

Пример: трубы НПВХ 140х10, при α = 0,00006 1/°C, длина интервала цементирования с учетом выражения (11) составит h_к = 30,64 м.

Приведенные рассуждения показывают, что сплошное цементирование эксплуатационных колонн из полимерных материалов при сооружении технологических скважин недопустимо, поскольку ограничивает осевое перемещение обсадных труб в цементном камне при возникновении в них температурных нагрузок. Допустимым является ступенчатое цементирование со свободными между цементными кольцами интервалами. Технология ступенчатого цементирования включает внутриколонную подачу цементного раствора в заколонное пространство с применением внутриколонных пакеров, спускаемым на бурильных трубах [13]. При этом на эксплуатационной колонне устанавливаются заливочные муфты с разделительными манжетами или другими устройствами, предотвращающими перемещение ниже них цементного раствора [12]. Интервалы между цементными кольцами могут быть заполнены растворами, нейтрализующими кислые (рабочие) растворы при их проникновении в заколонное пространство, например растворами на основе золы-уноса угольных ТЭЦ [18]. Высоту интервалов можно принять равной высоте цементных колец в заколонном пространстве.

Целостность полимерных обсадных труб определяется их стойкостью к воздействию наружного контактного давления р_кр. Расчет критического давления для полимерных труб приведен в работах [1][5][10]. Для труб НПВХ 140х10 с модулем упругости Е = 2500 МПа (новые трубы) р_кр = 2,86 МПа, для таких же труб Е =2000 МПа (трубы со сроком хранения, близким к окончанию гарантийного, — 2 года) р_кр = 2,28 МПа. В практике сооружения технологических скважин нередко для фиксирования эксплуатационной колонны применяют заполнение заколонного пространства сыпучим инертным материалом: песком, песчано-гравийной смесью и т. п. Такое техническое решение приводит к возникновению бокового давления на обсадные трубы, вызванного весом слоя материала обсыпки. Для скважин глубиной до 1000–2000 м такое давление подчиняется законам гидростатики (гидростатическое давление), для скважин большей глубины возникающее горное давление подчиняется законам геостатики. В рассматриваемом случае для условий скважин СПВ урана боковое давление на наружную поверхность обсадных труб р_бок можно определить по следующей формуле:

р_бок = 0,1 × Н_обс × ρ_обс, (12)

Исходя из этого выражения, можно определить допускаемую высоту обсыпки заколонного пространства для труб НПВХ:

Н_обс = К_с × (р_кр / 0,1 × ρ_обс), (13)

где К_с — коэффициент, учитывающий снижение прочностных характеристик обсадных труб в результате их старения при хранении и в процессе эксплуатации скважин, дополнительного замерзания жидкости в поровом пространстве материала обсыпки и пр.

Для практических расчетов можно принять расчетный срок хранения и эксплуатации равным 10 лет. При этом допустимое кольцевое напряжение в качественных трубах НПВХ, эксплуатируемых при температуре +20 °C, за этот период снижается на 45 % [7][17]. Исходя из этого авторы статьи рекомендуют применять при выполнении расчетов понижающий коэффициент К_с = 0,3.

С учетом вышеизложенного следует иметь в виду, что обсыпка исключает осевое перемещение труб эксплуатационной колонны при возникновении в ней температурных напряжений, что увеличивает вероятность аварийности скважин при их эксплуатации.

Цементирование заколонного пространства может применяться для оборудования устьев технологических скважин при ограничении высоты цементного камня, опираясь на результаты проведенных расчетов. Недостаток такого способа оборудования устьев заключается в длительном периоде ОЗЦ, особенно в периоды с отрицательной температурой окружающего воздуха (более десяти суток) [11]. Эффективным способом устранения причин аварийности является способ оборудования устьев скважин вязкоупругими пробками [4] в комплекте с двухлепестковым подпружиненным центратором. Принципиальная схема оборудования устья скважины, предлагаемая авторами, приведена на рисунке 4.

Поставленные авторами статьи задачи могут быть решены с помощью следующего перечня технических средств для дополнительного оборудования технологических скважин.

1. Включение в состав приустьевого оснащения эксплуатационной колонны лепесткового подпружиненного центратора с жестким закреплением нижней опоры и свободным — для верхней опоры, позволяющим ему беспрепятственно перемещаться в пределах кондуктора с компенсацией влияния изменения длины труб. Центратор может быть выполнен из металла или полимерного материала. При этом достаточным средством для фиксирования эксплуатационной колонны в кондукторе будет двухлепестковый центратор.
2. Размещение вязкоупругого материала внутри кондуктора позволяет исключить проникновение вод деятельного слоя в интервал криолитозоны. Высоты Н₁ и Н₂ могут быть приняты равными 2–3 м. В свою очередь, эластичная упругая манжета, которая служит для ограничения перетока первой порции вязкоупругого материала ниже глубины ее размещения на эксплуатационной колонне, может быть изготовлена из резины толщиной 2–3 мм.

Состав и особенности приготовления вязкоупругих материалов приведены в работах [11][19].

Выводы

1. Эксплуатационная колонна должна иметь одинаковый наружный диаметр по всей длине интервала защемления, что достигается путем применения безраструбных полимерных труб, имеющих клеевое соединение, дополненное саморезами.
2. Высота интервала защемления определяется аналитически с учетом температурных режимов эксплуатации технологических скважин при добыче урана.
3. Сооружение технологических скважин должно предусматривать возможность перемещения эксплуатационной колонны в осевом направлении при их эксплуатации.
4. Высота интервала заполнения заколонного пространства инертным материалом зависит от их насыпной плотности и определяется расчетным путем.
5. Для оборудования устья скважин целесообразно использовать вязкоупругие материалы для компенсации влияния осевых перемещений эксплуатационных колонн.