Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности строительства и контроль технического состояния скважин при их тепловом взаимодействии с многолетнемерзлыми породами
1.1 Особенности строительства скважин в зонах многолетнемерзлых пород 8
1.2 Контроль теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами и общая схема контроля их технического состояния в криолитозоне
1.3 Цель работы и основные задачи исследований 19
2. Исследование глубинных геокриологических условий для решения задач строительства и эксплуатации скважин в зонах ММП 21
2.1 Исследование глубинных геокриологических условий на скважинах с использованием специальных методов 21
2.2 Метод специальной обработки данных стандартного каротажа и термометрический метод 29
2.3 Построение по результатам исследований скважин картосхем глубинных геокриологических условий по Заполярному и Ямбургскому месторождениям 35
3. Контроль качества цементирования скважин с использованием термометрического метода и технического состояния скважин в криолитозоне 48
3.1 Контроль качества цементирования скважин с использованием термометрического метода 48
3.2 Особенности контроля технического состояния скважин по продольной устойчивости их крепи при протаивании многолетнемерзлых пород
4. Метод выбора расстояний между кустовыми эксплуатационными скважинами в зонах ММП 77
5. Теплоизоляция конструкций эксплуатационных скважин в зонах ММП и расчет тепловых режимов при их испытании, отработке 97
5.1 Основные теплотехнические требования к теплоизоляции конструкций скважин при использовании облегченных теплоизолированных обсадных колонн (направления, кондуктора) в зонах ММП 97
5.2 Методика расчета теплообмена скважин с окружающими низкотемпературными и мерзлыми породами при их испытании, отработке
6. Результаты промысловой отработки и использования разработанных методов на месторождениях Крайнего Севера 132
Заключение 137
Список литературы 140
Приложение 1 Методика проведения расчетов с определением радиусов протаивания многолетнемерзлых пород вокруг одиночных и кустовых скважин с использованием квазистационарного метода
Приложение 2 Акт об использовании изобретения и расчет экономического эффекта по патенту РФ №2292446 на Заполярном и Ямбургском месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча» 154
- Особенности строительства скважин в зонах многолетнемерзлых пород
- Исследование глубинных геокриологических условий на скважинах с использованием специальных методов
- Контроль качества цементирования скважин с использованием термометрического метода
- Основные теплотехнические требования к теплоизоляции конструкций скважин при использовании облегченных теплоизолированных обсадных колонн (направления, кондуктора) в зонах ММП
Введение к работе
Диссертационная работа посвящена вопросам контроля технического состояния скважин в криолитозоне.
Актуальность работы:
Газовые и нефтяные месторождения Севера России с 70-х годов прошлого века стали основными районами добычи газа и нефти в стране. На Севере к настоящему времени открыты и эксплуатируются месторождения нефти и газа, расположенные в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП), которые обеспечивают 70 - 80 % добычи от общей по стране.
Многие осложнения и аварии, произошедшие на скважинах при их строительстве и эксплуатации в зонах ММП, в значительной мере определялись отсутствием детальных данных по строению низкотемпературного разреза, глубинным геокриологическим (мерзлотным) условиям (ГГУ) на скважинах газовых и нефтяных месторождений, а также отсутствием отработанных специальных методов контроля за тепловым взаимодействием скважин с ММП, за их техническим состоянием с учетом особенностей их конструкций. Это влияло на качество строительства скважин, надежность их эксплуатации, приводило к возникновению осложнений на скважинах в зонах распространения многолетнемерзлых пород и, соответственно, к дополнительным затратам при ликвидации осложнений.
Необходимость предупреждения осложнений на скважинах в мерзлоте при их строительстве и эксплуатации, повышения качества их строительства, обеспечения надежности работы добывающих скважин, а также решения вопросов охраны окружающей среды в условиях Крайнего Севера, в зонах ММП и низкотемпературных пород (НП) на месторождениях Западной и Восточной Сибири, Европейского Севера обуславливает актуальность представленной работы.
Наращивание объемов добычи нефти и газа в России планируется осуществлять за счет разработки ряда новых месторождений. С 2009 г. в условиях Крайнего Севера запланировано начать эксплуатационное бурение, а с 2011 г. добычу газа на Ямале при введении в разработку Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения и довести по ОАО «Газпром» годовую добычу до 590 млрд.м в 2025 году.
Увеличить добычу нефти и газа позволяют разведанные запасы крупнейших месторождений Ямала — Бованенковского, Харасаюйского и Новопортовского, которые составляют 5,8 трлн.м3 по газу, 200,2 млн.т по конденсату и 227 млн.т по нефти.
На севере Восточной Сибири в зоне ММП компанией «Роснефть» осваивается крупное Ванкорское нефтяное месторождение, на котором ведется бурение высокодебитных горизонтальных скважин. Средний дебит новых вводимых скважин составляет порядка 90,94 т/сут [48], что является наилучшим показателем по нефтяным компаниям. Ряд нефтяных месторождений находится в зоне распространения многолетнемерзлых и низкотемпературных пород, что может потребовать теплоизоляции конструкций добывающих скважин для поддержания высоких дебитов нефти [2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12; 13].
Наличие ММП приводит к осложнениям и авариям на скважинах, которые связаны с процессами протаивания - промерзания, повышенной кавернозностью, обвалами оттаявших пород, а-также с пониженным качеством крепления скважин в криолитозоне.
В связи с вышесказанным особое внимание в работе уделяется вопросам строительства и обеспечения надежной длительной эксплуатации газовых и нефтяных скважин в зонах многолетнемерзлых и низкотемпературных породах [ 9,14 -25,26,27 и др.].
В 70 — 90-х годах отраслевыми научно — исследовательскими и проектными организациями ВНИИБТ, ВНИИГАЗ, ПечорНИПИнефть, СибНИИНП, ТюменНИИгипрогаз и др. решались задачи по выбору оптимальных, специальных технологий строительства скважин в ММП с использованием специальных буровых, тампонажных растворов в мерзлых разрезах, высокопрочных, герметичных обсадных труб, выдерживающих повышенные давления при обратном промерзании, а также по выбору конструкций скважин в мерзлоте, по отработке кустового метода освоения месторождений с проведением исследований взаимодействия скважин с ММП.
Однако до начала 90-х годов в недостаточно полном объеме исследовались глубинные геокриологические условия, и проводился их учет на скважинах при контроле качества их строительства и технического состояния в ММП, а также выборе конструкций скважин в мерзлоте, в том числе при
использовании теплоизолированных обсадных труб (направления, кондуктора) и контроля теплового взаимодействия скважин с ММП. Научная новизна работы:
1. Получены новые зависимости между льдистостью пород и кажущимся
электрическим сопротивлением, позволившие уточнить значения льдистости в
просадочных породах, а также определены геокриологические характеристики
разреза криолитозоны и построены обобщенные диаграммы по этим
характеристикам.
2. Разработан термометрический метод исследования разреза ММП,
позволяющий выделять в разрезе криолитозоны талые, мерзлые породы и
глубину залегания подошвы ММП, а также метод тепловых источников (МТИ)
оценки качества цементирования обсадных колонн с учетом изменения
температуры в цементном кольце по радиусу.
Получены аналитические зависимости по определению времени начала протаивания ММП, времени смыкания ореолов протаивания, радиусов протаивания вокруг кустовых скважин, а также роста толщины талой щели в ММП на границе смыкания ореолов между кустовыми скважинами, позволяющие выбрать расстояния между кустовыми эксплуатационными нетеплоизолированными и теплоизолированными скважинами;
Обоснованы и определены критерии и уровни аварийной опасности потери крепью скважины продольной устойчивости при протаивании ММП с учетом просадочности разреза и наличия протяженных каверн, а также получены формулы для определения толщины цементного кольца за наружной колонной, перекрывающей ММП.
5. Разработана методика расчета тепловых режимов работы
нетеплоизолированных и теплоизолированных скважин в ММП, учитывающая
изменение суммарного термического сопротивления зоны «конструкция
скважины - порода» при различной длительности испытания скважин и
протаивании ММП.
В первом разделе кратко обобщены имеющиеся на настоящий момент данные, связанные с особенностями строительства скважин, контролем технического состояния скважин в ММП, а также их тепловым взаимодействием с мерзлотой.
Особенности строительства скважин в зонах многолетнемерзлых пород
В условиях севера, в зоне распространения многолетнемерзлых пород и низкотемпературных пород пробурены десятки тысяч разведочных и эксплуатационных скважин на месторождениях нефти и газа в Западной и Восточной Сибири, Европейской части России, в Красноярском крае, Якутии, в шельфовой зоне арктических морей. Нефтяные и газовые месторождения севера с 70-х годов стали основными районами добычи нефти и газа в стране.
Объемы бурения разведочных и эксплуатационных скважин в Западной Сибири растут. Так за последние годы, а именно, в 2000-е годы общий годовой объем эксплуатационного и разведочного бурения на газ вырос в 3 раза и в настоящее время достиг 600 - 700 тыс.м. в год.
В настоящее время повысились требования к качеству строительства скважин, созданию конструкций добывающих газовых и нефтяных скважин обеспечивающих надежную, длительную их эксплуатацию без осложнений и аварий в зонах ММП и НП.
Исследованиям особенностей строительства, эксплуатации скважин в ММП, решению задач по повышению качества строительства скважин в криолитозоне посвящены работы ряда ведущих специалистов и известных ученых: Андреева О.Ф., Антипова В.И., Басниева К.С., Березнякова А.И., Бобылевой Т.В., Бондарева Э.А., Быкова И.Ю., Грива Г.И., Грязнова Г.С., Гудмана М.А., Дегтярева Б.В., Дубины М.М., Зинченко И.А., Иноземцева В.И., Истомина В.А., Кашкарова Н.Г., Клега М.У., Коротаева Ю.П., Красовицкого Б.А., Кривошеина Б.Л., Кудряшова Б.Б., Леонова Е.Г., Макогона Ю.Ф., Малеванского В.Д., Марамзина А.В., Медведского Р.И., Нагаева В.Б., Никитина В.Н., Орлова А.В., Осокина А.Б., Полозкова А.В., Попова А.П., Салихова З.С., Седова В.Т., Смита Р.Е., Стригоцкого СВ., Тюрина А.В., Щербича Н.Е., Штоля В.Ф., Яковлева A.M. и др.
Для обеспечения контроля качества строительства скважин на предприятиях нефтегазодобычи в настоящее время работают службы супервайзеров.
Многие осложнения и аварии, произошедшие на скважинах при их строительстве и эксплуатации в зонах ММП, в значительной мере определялись отсутствием детальных данных по строению низкотемпературного разреза, глубинным геокриологическим условиям на скважинах газовых и нефтяных месторождений и, соответственно, недостаточным их учетом при осуществлении контроля за взаимодействием скважин с ММП и НП и возникновении осложнений, связанных с протаиванием и обратным промерзанием пород в интервале залегания мерзлых пород.
При строительстве скважин в зонах ММП проявляются следующие, снижающие качество строительства скважин, осложнения [3, 4, 9,10, 25]: - интенсивное кавернообразование в стволе скважины в интервалах криолитозоны, осыпи и обвалы пород, в том числе приводящие к прихвату, слому бурильного инструмента; - размывы, провалы пород, образование приустьевых воронок в результате протаивания просадочных и обвалоопасных пород, в том числе приводящие к провалу фундамента под буровой установкой; - поглощения бурового раствора с частичной или полной потерей его циркуляции в стволе, гидроразрыв пород, грифонообразование, протаивание и размыв мерзлых и низкотемпературных пород за направлением, кондуктором, проникновение бурового раствора в заколонное пространство соседних скважин на кусте, приводящие, в том числе, к потере опоры колонн, крепи скважин на окружающие породы и их подвижкам, просадкам; - недоспуск обсадных колонн до проектной глубины, низкое качество цементирования колонн в КПЗ, поглощения цементного раствора, недоподъем цемента за кондуктором, удлиненным направлением до устья, образование и рост зазоров за цементным кольцом на его контакте с оттаивающими просадочными льдистыми породами, негерметичность зацементированного заколонного пространства в мерзлоте; - разгерметизация резьбовых соединений, смятия обсадных колонн, а также НКТ при обратном промерзании при длительных простоях скважин; - примерзание обсадных колонн при их спуске к стенке скважины в интервале залегания ММП в зимний период при пониженной температуре спускаемых труб и бурового раствора в скважине; - выбросы бурового раствора, зажатых межмерзлотных вод (криопэгов), газа при проходе криолитозоны. Основные задачи, решаемые при строительстве и эксплуатации скважин в зонах ММП, представлены на рисунке 1.1. Повышение качества строительства скважин в зонах ММП и обеспечение надежности их дальнейшей эксплуатации достигается за счет [3,9 и др.]: - использования специальных разработанных технологий для северных условий (специальные буровые, тампонажные растворы, высокопрочные обсадные трубы с высокогерметичными резьбовыми соединениями для арктических условий, специальная оснастка колонн, теплоизоляция скважин и др.), позволяющих предотвратить осложнения на скважинах отмеченные выше, и приводящие к снижению качества строительства скважин, надежности их эксплуатации и к нарушениям экологического равновесия окружающей среды, и в ряде случаев к авариям и возникновению фонтанов.
Исследование глубинных геокриологических условий на скважинах с использованием специальных методов
Для выбора технологий строительства скважин, их конструкций, проведения контроля технического состояния сісважин, качеством их строительства необходимо знать особенности глубинных геокриологических условий на скважинах, эксплуатационных кустах.
Для исследования глубинных геокриологических условий на скважинах нами предложено использовать специальный метод обработки стандартного каротажа (MOCK) по скважинам. При исследовании мерзлотных условий на скважинах при использовании предложенного метода определялась льдистость, просадочность, обводненность криолитозоны, кавернозность разреза, выявлялись поглощающие, газопроявляющие интервалы [3, 26, 57, 71, 72 и ДР-] При исследовании взаимодействия скважин с ММП в разрезе криолитозоны нами выделялись мерзлые породы, содержащие лед (массовая льдистость более 3 кг/м), просадочные породы - льдистость более 180-250 кг/м3, а также талые, охлажденные, обводненные породы, в которых лед отсутствует или его содержание незначительно (льдистость 0 т 3 кг/м ) согласно ВРД 39-1.9-015-2000 [3, 26, 30]. Использование в промысловой практике новой технологии исследования глубинных геокриологических условий (метод MOCK) позволило провести детальные глубинные геокриологические исследования на газовых, нефтяных месторождениях Крайнего Севера в зонах распространения ММП и НП со значительной экономией средств и времени без бурения мерзлотных скважин, отбора и исследования керна [3, 9, 26, 41, 57, 58, 72, 74]. При бурении скважин по данным ГИС проведены исследования разрезов ММП на десятках эксплуатационных и разведочных скважинах Заполярного, Ямбургского, Бованенковского, Харьягинского, Ванкорского и других месторождений [26, 57, 74 и др.].
В соответствии с выявленными при исследованиях скважин особенностями строения разреза криолитозоны, а также свойствами пород площади газовых месторождений Крайнего Севера районируются по сложности геокриологических условий (таблица 2.1) [26, 57, 58]. Автором в таблице 2.1 выделяются пластовые льды, просадочные, обвалоопасные и кавернозные породы, влияющие на продольную устойчивость конструкции скважин [72].
При этом используются, как отдельные характеристики разреза ММП, криолитозоны (суммарная толщина ММП, просадочных, обводненных пород и др.), так и более сложные, комплексные параметры, например, в виде индекса (ИСгу) сложности глубинных геокриологических условий на скважине, используемого для оценки продольной устойчивости крепи скважин в просадочных, кавернозных ММП [9, 40, 72, 75,76 и др.].
С учетом этого индекса определяются критерии аварийной опасности -начальный КАО ИСгу, и текущий КАОт (определяется с учетом произведенных отсыпок провалов оттаявших пород на скважине), которые позволяют оценить (спрогнозировать) степень риска по возможной потере крепью скважины продольной устойчивости при оттаивании ММП.
В соответствии с отмеченными особенностями строения разрезов криолитозоны, свойства пород площади газовых месторождений в зонах ММП, согласно таблице 2.1 [3, 9,25, 26,66], районируются по толщинам ММП, глубинам залегания ММП, их подошв и криолитозоны, просадочности разрезов ММП, обводненности КЛЗ, по критериям и уровням аварийной опасности по скважинам и др., что учитывается при выборе конструкций эксплуатационных скважин и контроле их технического состояния.
При районировании площадей месторождений по глубинным геокриологическим условиям, выявленным на скважинах, кустах, выделяются три категории сложности ГГУ: I - особо сложные геокриологические (мерзлотные) условия, її - сложные, Ш - несложные. В предложенной выше классификации, приведенной в таблице 2.1, рассмотренные показатели и их значения несколько отличаются от предложенных Баду Ю.Б. [21, 66].
В классификации по сложности геокриологических условий учитывают как геокриологические (мерзлотные), в том числе с выделением категорий ММП и НП пород: льдов, просадочных, обвалоопасных, кавернозных, пластичных, неустойчивых и устойчивых при протаивании, в том числе термобарически неустойчивых ММП, газогидратных пород, так и мерзлотно - технологические факторы (кавернозность ствола, обвалообразование, водо-, газопроявления, поглощения и др.).
Скважины по ГГУ и технологическим факторам попадающие в категории I и П требуют особого контроля по техническому состоянию при их строительстве и эксплуатации.
По результатам проведенных исследований строятся картосхемы изменчивости глубинных геокриологических условий (по глубинам залегания подошвы ММП, по суммарным толщинам ММП в криолитозоне, по просадочности, обводненности разрезов и др.) по площади исследованных месторождений, а также разрезы криолитозоны по льдистости.
Проведение исследований криолитозоны по данным стандартного каротажа методом MOCK в комплексе с кавернометрией и термометрией позволяет выделять в низкотемпературном разрезе также газогидратные породы.
Обработка результатов исследований КПЗ по скважинам проведена с использованием разработанной автором компьютерной программы, что позволило значительно ускорить процесс обработки данных ГИС.
Контроль качества цементирования скважин с использованием термометрического метода
При оценке качества цементирования (КЦ) скважин используются комплексные методы: акустический, радиометрический (плотностной каротаж), термометрический [30]. Использование отмеченных методов оценки КЦ в комплексе ГИС значительно повышает информативность при контроле КЦ скважин в ММП и НП.
Основными глубинными геокриологическими параметрами разреза ММП и НП на скважинах, которые должны учитываться при контроле качества их цементирования, крепления и технического состояния, являются следующие [26, 35]: - глубины залегания подошв ММП и КЗЛ, в том числе подошвы залегания верхней толщи современных ММП и границы - кровля, подошва, ниже залегающей толщи реликтовых ММП, а также границы залегания талых пород в толще ММП; - суммарные толщины мерзлых пород в разрезе ММП с массовой льдистостью m 3,0 кг/м (суммарная толщина таких ММП определяется как абсолютная мерзлотность - в метрах или относительная - в процентах по отношению к толщине пород, залегающих до подошвы ММП); - суммарные толщины просадочных ММП с льдистостью m 180 - 250 кг/м3, пластовых льдов, в интервале залегания которых не может быть обеспечено «удовлетворительное» сцепление цемента с породой при оттаивании в них льда; - суммарные толщины таломерзлых, талых, охлажденных, обводненных пород, где может быть обеспечено «удовлетворительное» сцепление цемента с окружающими породами; - суммарные толщины кавернозных пород в разрезах ММП и КПЗ с коэффициентами кавернозности по радиусу Ккав =1,22 - 1,40 (или по объему ККав —1,5 - 2,0) и Ккац 1,40 (по объему Ккав более 2,0), в интервале которых каверны не полностью заполняются цементом при используемых на месторождениях технологиях цементирования; - глубины, интервалы залегания пород с сужением диаметра пробуренного ствола по кавернограмме по сравнению с номинальным диаметром (диаметр долота) в пластичных таломерзлых, оттаивающих, обводненных породах и их толщина, оказывающие влияние на снижение КЦ в этом интервале, в том числе на равномерное заполнение цементом заколонного пространства в зонах прилегающих к сужению; - просадочность К1Ы разреза ММП в целом или при выявленной двухслойной мерзлоте (вверху - современные ММП, внизу - реликтовые ММП), определенная отдельно для верхнего и нижнего разрезов ММП, а также суммарная; - криотехнологический параметр - индекс сложности геокриологических условий ИСгу - комплексный параметр, учитывающий просадочность, кавернозность разреза КЛЗ, критическую длину конструкции, в том числе выявленные протяженные каверны, которые неполностью заполняются цементом и в которых конструкция, не опираясь на окружающие породы, может потерять продольную устойчивость [9, 72]; глубины залегания поглощающих, талых и термобарически неустойчивых ММП при строительстве скважин, в которых давление бурового раствора, цементного раствора или флюидов и их температуры превышают равновесные пластовые условия фазового перехода, при превышении которых породы интенсивно протаивают, а также глубины газопроявляющих пластов, содержащих газ в свободном состоянии или в виде газогидратов; - термобарические начальные пластовые условия (начальные температуры пород и пластовые давления) и их изменение в процессе строительства и эксплуатации скважин, их влияние на проявление осложнений.
С учетом отмеченных выше параметров, выявленных по скважинам, а также характеризующих ГГУ на кустах строят геокриологические разрезы и картосхемы изменения ГГУ по месторождению с выявлением различных геокриологических зон на площади месторождения, что учитывается при выборе технологий цементирования, крепления скважин [26, 74 и др.].
В процессе более ранней отработки термометрического метода рядом исследователей проведены термометрические исследования (с оценкой качества цементирования колонн) на 17 скважинах Харьягинского нефтяного, на 4 скважинах Бованенковского газового месторождений, на 12 скважинах на площадях «Арктикморнефтегаз» [30, 26, 37, 70] и, с участием автора, на 9 эксплуатационных скважинах Заполярного месторождения [26, 35], в том числе на последних с использованием данных по термометрии ВЧТ - ОЦК (кондуктора на скв. №2044 и на 8 скважинах эксплуатационных колонн поЗНГКМ).
Методы специальной количественной обработки термограмм использовались как при проведении замеров температур (термометрия ВЧТ-ОЦК внутри цементируемой колонны) в скважине, так и в термометрических трубках, спущенных за направлением, кондуктором, в процессе гидратации цемента, с учетом данных кавернометрии (профилеметрии) ствола, что позволило также оценить качество цементирования обсадных колонн в ММП и НП при использовании различных тампонажных материалов (нормальной плотности и облегченных) в КЛЗ [3, 26].
Разработанный нами усовершенствованный термометод (ТМ) оценки качества цементирования скважин в интервалах ММП и НП основан на контроле, расчете удельного тепловыделения qIti цемента при его гидратации на глубине в интервале і в заколонном пространстве [3, 4,35, 37,70 и др.].
Расчеты на скважинах ЗНГКМ были проведены с учетом данных замера температур в скважине t при схватывании цемента через 24 - 48 часов после окончания его закачки в скважину. При этом при оценке КЦ эксплуатационных колонн 0168 мм по 8 скважинам до глубины 550 м, данные термометрии по скважинам обрабатывались с использованием двух расчетных методов определения qItj, а именно, с использованием метода теплового баланса (МТБ) и метода тепловых источников (МТИ) [35].
Определение величин q,p в интервале і на глубине НІ в процессе ОЗЦ проводилось на момент времени тц (время отсчитывается с момента после окончания закачки цемента в скважину), проведения исследования в сквалсинах по данным высокочувствительной термометрии ВЧТ-ОЦК.
Основные теплотехнические требования к теплоизоляции конструкций скважин при использовании облегченных теплоизолированных обсадных колонн (направления, кондуктора) в зонах ММП
Теплоизоляция конструкций эксплуатационных скважин используется для предотвращения осложнений, связанных с растеплением ММП и обратным промерзанием, а таюке для поддерлсания проектных эффективных тепловых режимов работы добывающих скважин [3, 5, 7, 8, 9,11, 13, 20, 28, 87, 33, 34,47 и др.].
При теплоизоляции конструкций скважин в ММП применяется пассивная теплоизоляция с использованием теплоизолированных НКТ (ТНКТ), обсадных труб (ТОТ), а таюке с заполнением заколонных пространств материалами с понилсенной теплопроводностью [3, 7, 8, 9,11, 33, 34, 46 и др.].
Используется на скважинах таюке активная теплоизоляция, которая осуществляется за счет циркуляции хладоагентов (раствор этиленгликоля, охлажденный воздух в зимний период, специальные газообразные агенты, претерпевающие фазовый переход при отрицательных температурах и др.) с использованием холодильных машин или при естественной их конвекции с обеспечением циркуляции хладоагентов как в зоне конструкции скважины, например в двухтрубном направлении, так и в специальных мерзлотных скважинах, расположенных в окружающих ММП [3, 16 и др.].
При использовании холодильных машин активная теплоизоляция называется энергоемкой, а без использования холодильных машин с использованием, естественного холода и циркуляции-конвекции хладоагента в зимний период (сезонно-действующие охлаждающие устройства - СОУ, естественная циркуляция воздуха, аккумулирование холода в зимний период в окрулсающих породах) называется неэнергоемкой.
В настоящее время за рубелюм на эксплуатационных сквалшнах и на отдельных опытных отечественных сквалсинах в зонах ММП используются теплоизолированные лифтовые трубы, обсадные трубы, направление, в том числе с использованием циркуляции хладоагента в направлении [3, 5, 7, 8, 9, 11, 13, 20, 28, 33, 34, 47, 68, 87 и др.].
Теплоизоляцию конструкций эксплуатационных скважин с применением теплоизолированного направления (ТН) или теплоизолированной секции кондуктора (ТСК) рекомендуется использовать: - для обеспечения устойчивости приустьевой зоны, предотвращения осложнений, связанных с образованием провалов вокруг скважин, в том числе приустьевых воронок при оттаивании просадочных, кавернозных ММП (пластов льда, жильных льдов, льдогрунтов, высоко-, сильнопросадочных пород), прилегающих к поверхности до глубин не более 100 м при строительстве и эксплуатации скважин в соответствии с ВРД 39 1.9-015-2000 [3, 9] и СТО Газпром 2-3.2-248-2008 «Конструкции эксплуатационных скважин с использованием теплоизолированного направления или верхних теплоизолированных секций кондуктора в зонах ММП»; - при необходимости размещения кустов эксплуатационных скважин на участках, подверженных просадкам и для предотвращения смыкания ореолов протаивания ММП соседних скважин в верхней части разреза криолитозоны в процессе эксплуатации кустовых скважин; - для поддержания эффективных тепловых режимов эксплуатации газовых и нефтяных скважин; - для повышения качества крепи при наличии газопроявлений за направлением, кондуктором при оттаивании ММП, при наличии газопроявляющих пластов в криолитозоне и в прилегающих к ней НП, а также в случае использования СОУ, устанавливаемых за крепью скважин в ММП.
Теплоизолированная часть конструкции скважины с использованием облегченных теплоизолированных обсадных колонн (направление, кондуктор) включает: - ТОТ, состоящую из обсадной стальной трубы с антикоррозионным наружным покрытием и трубы- оболочки из полиэтилена (ПЭ) или композиционного материала, между которыми размещена теплоизоляция пенополиуретановая (ТІШУ), а также центрирующие опоры, обеспечивающие центрирование трубы-оболочки относительно стальной трубы и укрепляющие трубу - оболочку при воздействии на нее наружных нагрузок и давления; - теплоизолирующие скорлупы используются для покрытия стыка ТОТ и прилегающих к нему нетеплоизолированных концов ТОТ; - футляры, являющиеся покровным слоем теплоизоляции (скорлуп) в зоне стыка и нетеплоизолированных концов ТОТ; опорно-центрирующие элементы, устанавливаемые на теплоизолированной обсадной колонне, для повышения продольной устойчивости ТОК и беспрепятственного ее спуска в ствол скважины без нарушения ее теплоизоляции. В качестве теплоизоляции труб и их стыков используют теплоизоляционные материалы (вакуумированные теплоизоляционные материалы-покрытия, включающие керамические микросферы, пенополиуретан и др. СТМ), обеспечивающие расчетную теплопроводность слоя теплоизоляции не выше 0,033 Вт/м-С.
Теплоизоляцию наносят на всю длину обсадных стальных труб за исключением их нетеплоизолированных концевых участков длиной 1000 мм, включающих резьбу, которые, включая резьбовое соединение, теплоизолируются после соединения ТОТ в колонну перед ее спуском в скважину.
Длина нетеплоизолированных концов стальных труб может изменяться в зависимости от технологии соединения (резьба, сварка и др.) труб в колонну с использованием муфтовых или других видов соединения обсадных труб. Длина нетеплоизолированных концов ТОТ уменьшается при использовании сварных ТОК и может составлять не более 0,20 м.
В качестве покровного слоя, закрывающего теплоизоляцию на трубах и стыках, используют полимерные облегченные трубы-оболочки и футляры из полиэтилена согласно ГОСТ 30732 или из материала СПП согласно ТУ 84-07509103.556-2005 «Покрытие комплексное теплоизоляционное» и из других композиционных материалов, выдерживающих повышенные наружные давления и пониженные зимние температуры.
Защитные трубы-оболочки и футляры из ПЭ должны выдерживать изгибающие напрялсения не ниже 0,6 МПа и иметь предел текучести при растяжении не менее 19 МПа. Трубы-оболочки из защитного композиционного материала должны выдерживать изгибающие напрялсения не ниже 18 МПа и наружные гидравлические давления не ниже 1,8 МПа.
Тепловые потери от теплоизолированной скважины в окружающие породы при использовании теплоизолированных обсадных труб в интервале глубин размещения теплоизоляции не должны превышать 20 % по сравнению с теплопотерями нетеплоизолированных скважин.
В настоящее время для использования на скважинах изготавливаются и предлагаются к использованию теплоизолированные НКТ типов ТТ 89/50 и ТТ 114/74 созданных в ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «Вакууммаш» [11]. Расчетная теплопроводность теплоизоляции этих труб составляет 0,0026 Вт/(м-С).
ТНКТ отмеченных типов предназначены как для закачки теплоносителя в пласт, так и для поддержания высоких температур флюида (нефти, газа) на устье добывающих сквалсин, для снижении теплопотерь, утечек тепла в окружающие породы со снижением темпов оттаивания ММП или полного предотвращения их оттаивания на длительной срок эксплуатации скважин.
Налажен выпуск теплоизолированных лифтовых труб за рубежом [ 8, 9 и др.]. Так двустенных ТНКТ выпускаются в Японии фирмой KTS с диаметром труб 89x60, 114x60, 114x73, 114x89, 127x89. Эти трубы предназначены к использованию при температурах теплоносителя до 343С.
Похожие диссертации на Разработка методов контроля технического состояния скважин в криолитозоне
