На сегодняшний день, разработка нефтяных месторождений на территории России сосредоточена в районах Крайнего Севера. Значительная часть этих площадей сложена многолетнемерзлыми породами (ММП). Ранее считалось, что глубина распространения ММП не превышает 700 м, однако, геоинформационное исследование Мархинской скважины установило распространение ММП до глубины 1400 м при средней температуре пород минус 3 ˚С. Таким образом, эксплуатация скважин в криолитзонах при растеплении ММП вызывает серьезные осложнения, вплоть до смятия обсадных колонн и НКТ. Технические решения, направленные на повышение эксплуатационной надежности нефтяных скважин в условиях Крайнего Севера определяются использованием специализированного оборудования. В этой статье предлагается подход повышения эксплуатационной надежности скважины в криолитзоне путем создания многослойной конструкции защитного кожуха теплоизолированной трубы с ультразвуковым контролем зон растепления ММП. Выполнен расчет коэффициента теплопроводности теплоизоляции защитного кожуха в зависимости от толщины изоляции и срока эксплуатации скважины. Выполнена сравнительная оценка радиуса протаивания ММП в околоствольном пространстве скважины.
To date, the development of oil fields on the territory of Russia is concentrated in the regions of the Far North. A significant part of these areas is composed of permafrost rocks (MMP). Previously, it was believed that the depth of MMP propagation does not exceed 700 m, however, a geoinformation study of the Markhinskaya well established the spread of MMP to a depth of 1400 m at an average rock temperature of minus 3 C. Thus, the operation of wells in cryolithzones during the thawing of MMP causes serious complications, up to the crumpling of casing strings and tubing. Technical solutions aimed at improving the operational reliability of oil wells in the conditions of the Far North are determined by the use of specialized equipment. The choice of the type of equipment for the specified operating conditions is due to the calculation of the thermal and mechanical interaction of the well with the MMP, as well as parametric control of the most dangerous zones. This article suggests an approach to improve the operational reliability of a well in a cryolytic zone by creating a multilayer structure of a protective casing of a thermally insulated pipe with ultrasonic monitoring of the warming zones of the MMP. The thermal conductivity coefficient of the thermal insulation of the protective casing is calculated depending on the insulation thickness and the life of the well. A comparative assessment of the radius of thawing of the MMP in the borehole space of the well was performed.
Введение. Термические способы защиты конструкции скважин, расположенных в зонах залегания ММП, получили широкое распространение. Особенно актуально это для нефтегазового сектора, поскольку зоны растепления ММП в процессе эксплуатации и обратном промерзании при консервации скважин, представляют значительную угрозу целостности технологических систем. Можно выделить следующие, наиболее значимые проблемы [3]:образование каверн в процессе эксплуатации скважин;смятие обсадных колонн и насосно-компрессорных труб (НКТ) при замерзании воды в межколонном пространстве; [4]смятие кондуктора при промерзании каверн;потеря проектного положения устья скважины при просадке пород.В начале 70–х гг. во время бурения и эксплуатации скважин на месторождении Медвежье возникали различные осложнения, связанные с растеплением и обратным промерзанием мерзлых пород (приустьевые обвалы, перекосы фонтанной арматуры и т.д.), что приводило к потере устойчивости скважин. В первые годы эксплуатации около некоторых скважин глубина приустьевых воронок при провалах достигала нескольких десятков метров (скважины №120, 124, 209…), а диаметр провала – 8-10 м. На ряде скважин отмечались неоднократные устьевые провалы (№198, 204, 205, 302…) [5].Впервые в нашей стране в начале 1995 г. на Бованенковском НГКМ была пробурена скважина № 6403, оснащенная теплоизоляцией на направлении [6]. Теплоизоляция состояла из сферопластика толщиной 77 мм (производство ЗАО НПП «Аквасинт», г. Владимир), а в качестве наполнителей для нее использовали микросферы полимерные с эпоксидными связующими [7].В апреле 1996 г. на промбазе поселка Бованенково были проведены стендовые теплофизические испытания ТЛТ производства ВНИИГАЗа, которые были извлечены из скв. №6805, и теплоизолированных труб фирмы «Электра» (Канада), которые промысловые испытания не проходили.По результатам стендовых испытаний средний коэффициент теплопроводности изоляции теплоизолированных труб составил 0,016 Вт/(м·К) (ВНИИГАЗ), 0,017 Вт/(м·К) («Электра», Канада). ТЛТ ВНИИГАЗа обладают лучшими теплоизолирующими свойствами, чем трубы фирмы «Электра» (Канада) [8]. Таким образом, существующие технические решения для повышения эксплуатационной надежности нефтяных скважин определяются, как правило, использованием лифтовых теплоизолированных труб [5]. Литературный и патентный обзор. Как известно, теплоизолированная лифтовая труба (ТЛТ) представляет собой конструкцию типа «труба в трубе», чье межтрубное пространство заполнено вакуумом. Первая такая конструкция была запатентована в США в 1968 г. и представляла собой защитный кожух, который одевался на колонны непосредственно перед спуском в скважину, но воздух из межтрубного пространства не откачивался. В СССР патент на такую технологию появился значительно позже.Бузинов и Смирнов, в 1977 г. [7] предложили конструкцию ТЛТ состоящую из основной несущей трубы с одним резьбовым и одним муфтовым соединением на концах. В качестве тепловой изоляции был предложен фенольный пенопласт. Наружное покрытие кожуха выполнено из альфолевого покрытия. Ключевой особенностью конструкции являются диафрагмы, приваренные к основной трубе и кожуху, выполняя роль компенсаторов линейных напряжений. Позже, Смирнов с соавторами, в 1996 г. [4] предложил конструкцию ТЛТ, где диафрагмы были заменены на четвертьторовые, способные работать гораздо дольше.Стрюков с соавторами, в середине 90-х [8] предложили использовать ТЛТ на эксплуатационных скважинах Бованенковского месторождения. Секция ТЛТ представляла собой двухтрубную систему, кольцевое пространство которой герметизировано и заполнено многослойной вакуумированной теплоизоляцией, представляющей собой чередование теплоизолирующего материала (типа ультратонкого стекловолокна) и теплоотражающих экранов.Цхадая и Волков, в 2005 [9] рассматривали вариант изготовления кожуха ТЛТ из тиникелита титана, обладающего «памятью формы». Идея состояла в том, что при нагреве часть кожуха, изготовленного из обычного сортамента, удлинится, в то время как часть, изготовленная из титана – укоротится. Межтрубное пространство при этом заполняется слоями фольги и базальтового холста. Повышение эксплуатационной надежности скважины. Для повышения эксплуатационной надежности скважины в данной работе предложена конструкция защитного кожуха ТЛТ. Как известно, под продолжительным действием циклов замораживания-оттаивания в зонах ММП облицовка защитного кожуха ТЛТ растрескивается, отслаивается, появляются пустоты, выпуклости, а также может просочиться вода. Предложенная композитная теплоизоляционная облицовочная конструкция защитного кожуха ТЛТ представлена на рис. 1. Рис. 1. Структурная схема композитной теплоизоляционной облицовкиТеплоизоляционная облицовка состоит из пенополиуретана, оцинкованной гофрированной стальной пластины и водонепроницаемого слоя. Она была выбрана потому, что гофрированные стальные пластины обладают высокой внеплоскостной жесткостью и изгибом. Кроме того, она также может защитить полиуретановый материал от воздействия окружающей среды. Гофрированная стальная пластина изготовлена из стали 17Г1С толщиной 6 мм и шириной желоба 300 мм. Для кольцевых и продольных соединений используются высокопрочные болты M24. Гофрированные стальные пластины обеспечивают усиление конструкции облицовки и не допускают попадания воды на теплоизоляционные материалы. Расчетная средняя теплопроводность теплоизоляции кожуха составляет 0,02 Вт/(м·К).Жесткий пенополиуретановый материал образует теплоизоляционный слой. Он обладает следующими свойствами: сохранение тепла, огнестойкость, устойчивость к высоким температурам, а также более низкой теплопроводностью и водопоглощением, чем другие материалы. Водонепроницаемый слой состоит из полиуретанового водонепроницаемого покрытия, нанесенного между вторичной облицовкой и слоем теплоизоляции. Можно эффективно предотвратить просачивание воды из окружающих пород, а пенополиуретан можно защитить от повреждения водой. Это также улучшает теплоизоляцию и продлевает срок службы. Методика расчета коэффициента теплопроводности теплоизоляции защитного кожуха ТЛТ. Проблема определения коэффициента теплопроводности теплоизоляции защитного кожуха ТЛТ является актуальной, так как обеспечивает обоснование технологии для добычи флюида без протаивания ММП.Как известно, коэффициент теплопроводности теплоизоляции ТЛТ, Вт/(м∙К), при стендовых испытаниях на натурном образце вычисляют по формуле: λТЛТ=C0∙1-αи∙tи∙e∙D∙lnDd2t1-t2 , (1) где C0 – постоянная измерительной ленты при 0 ˚С, найденная при ее градуировке, Вт/(м2·мВ), αи – температурный коэффициент измерения постоянной измерительной ленты, найденный при градуировке, 1/К, tи – температура измерительной ленты, которую можно практически принимать равной температуре на поверхности несущей трубы под охранными лентами t2 , К, e – истинная э.д.с. измерительной ленты, замеренная с помощью потенциометра, мВ, D – внутренний диаметр несущей трубы, м, d – наружный диаметр кожуха, м, t1 – температура внутри кожуха ТЛТ, К, t2 – температура в точках на поверхности изоляции под охранными лентами, расположенными на разных расстояниях от торца трубы, К.В скважине на величину коэффициента теплопроводности теплоизоляции ТЛТ влияют дополнительные факторы, которые необходимо учитывать (например, характеристики цемента, свойства горных пород и др.) при его определении.Серегина Н.В. запатентовала [8] методику определения коэффициента теплопроводности теплоизоляции ТЛТ в скважине, адаптированную к результатам испытаний теплоизолированных скважин, состоящую в следующем: 1. Проводится расчет радиуса теплового влияния скважины по формуле: rвл=rд2+4λпор∙τCм , (2) где rд – радиус долота под направление, λпор – коэффициент теплопроводности горных пород в околоствольном пространстве скважины, τ – время строительства или работы скважины, Cм – коэффициент теплоемкости мерзлых пород.2. Измеряются устьевая температура в скважине и температура мерзлых пород в длительно простаивающих скважинах, которые расположены за радиусом теплового влияния скважины.3. Рассчитывается среднее значение температуры в термометрических трубках по результатам замеров температурных датчиков на различных глубинах в зоне расположения ТЛТ. Температурные датчики на кабеле спускают в закрепленные на направлении термометрические трубки.4. Рассчитывается коэффициент теплопроводности теплоизоляции ТЛТ в скважине по формуле: λиз=1-t1-tТТt1-t2∙lnDТЛТdТЛТt1-tТТt1-t2∙1λпор∙ln2rвлdд-i=1i=m-11λi-i+1∙lnDi+1di+1λm-д∙lndдdm∙1-t1-tТТt1-t2 , (3) где t1 – температура на устье скважины, ˚С, tТТ – средняя температура в термометрических трубках, ˚С, t2 – естественная температура мерзлых пород за пределами радиуса теплового влияния исследуемой скважины, ˚С, DТЛТ – внутренний диаметр несущей трубы ТЛТ, м, dТЛТ – наружный диаметр кожуха ТЛТ, м, dд – диаметр долота под направление, м, m – количество колонн разного диаметра в скважине, λi-i+1 – коэффициент теплопроводности среды, находящейся между i-ой и (i+1)-ой колоннами, Вт/(м·К), Di+1 – внутренний диаметр труб, входящих в состав колонн скважины, м, di – наружный диаметр труб, входящих в состав колонн скважины, м, λm-д – коэффициент теплопроводности среды, находящейся между (m)-ой колонной и долотом, Вт/(м·К), dm – наружныйдиаметр трубы, входящий в состав (m)-ой колонны скважины, м.Выполним расчет по описанной выше методике для кожуха ТЛТ производства ТМК и предложенного авторами. В качестве объекта, рассмотрим типовую скважину при разбуривании долотом диаметром 490 мм. Время эксплуатации скважины примем 30 лет. Наружный диаметр ТЛТ согласно данным завода-изготовителя составляет 150 мм. Внутренний диаметр трубы ТЛТ производства ТМК составляет 114 мм, при толщине изоляционного слоя 18 мм. Толщина изоляционного слоя кожуха предложенного авторами составляет 50 мм. Число колонн – четыре (направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационные колонны), их наружные диаметры соответственно – 168 мм и 258 мм, внутренние – 219 мм. Коэффициент теплопроводности среды, находящейся между направлением и кондуктором примем равным 2,310 Вт/(м·К), а между остальными колоннами – 1,155 Вт/(м·К). Температуру на устье скважины будем считать равной стандартной.Результаты расчета коэффициента при разной глубине установки ТЛТ в скважине приведены в таблице 1.Таблица 1 – Результаты расчета коэффициента теплопроводности кожуха ТЛТ по методике СерегинойТип кожухаГлубина установки ТЛТ в скважине, мCм , ккал/(м3·˚С)λпор , ккал/(м·ч·˚С)t2 , ˚СtТТ , ˚Сrвл , мλиз , Вт/(м·К)ТМК105540,85-1,60+2,240,20,025155540,85-1,75+1,340,20,022205540,85-1,95+0,940,20,023255531,05-2,25+4,144,70,026Авторский105520,80-1,60+1,839,00,018155520,80-1,75+1,639,00,017205520,80-1,95+2,139,00,019255510,95-2,25+4,142,60,021 Среднее значение коэффициента теплопроводности кожуха труб ТЛТ от ТМК составляет 0,024 Вт/(м·К), а среднее значение для авторского кожуха – 0,018 Вт/(м·К). При сравнении рассчитанного значения по предложенной методике и заявленного заводом изготовителем коэффициентов теплопроводности теплоизоляции ТЛТ делается вывод о дальнейшем использовании или замене исследуемой трубы. Методика оценки радиуса протаивания ММП в околоствольном пространстве скважины. Оценку радиуса протаивания ММП в околоствольном пространстве скважины выполним по методике Карслоу [10]. Уравнение теплопроводности для мерзлой зоны будем иметь вид: dTмdτ=Æ∙d2Tdr2+1r∙dTмdr , (4) где Tмr,0=T0 – начальная температура мерзлых пород, ˚С, TмRпр,τ=0 – температура на границе фазовых переходов в момент времени τ , ˚С, τ – время работы скважины, ч, Æ=λмCп – коэффициент температуропроводности ММП, м3/час, λм – теплопроводность ММП, ккал/(м·ч·˚С), Cп – объемная теплоемкость пород, ккал/(м3·˚С), r – подвижная граница фазовых переходов, м.Зависимости радиуса протаивания от коэффициента теплопроводности (табл. 1) при различной льдистости ММП и сроке эксплуатации скважины в 30 лет можно записать в следующем виде: Rпр 15%=3231,4λиз3-1486,2λиз2-311,8λиз-2,1227 , Rпр 25%=2836,2λиз3-1257,4λиз2-275,9λиз-1,3256 , Rпр 35%=2634,9λиз3-1136,1λиз2-254,2λиз-1,1478 , Результаты расчета радиуса протаивания при тех же исходных данных, и при изменении коэффициента теплопроводности от 0,017 до 0,021 Вт/(м·К) составят: 2÷ 10 м при 15 % льдистости ММП, 1,8÷ 8,1 м при 25 % льдистости, 1,5÷ 6,4 м при 35 % льдистости. Применение ТЛТ с низкотеплопроводной изоляцией защитного кожуха в конструкции скважин позволяет замедлить протаивание мерзлоты и эффективно эксплуатировать скважины на месторождении. Выводы. Предложенная композитная теплоизоляционная облицовка обеспечивает хороший теплоизоляционный эффект. По сравнению с существующими технологиями защиты от замерзания новая композитная теплоизоляционная облицовка обладает превосходной изоляционной способностью, высокой эффективностью производства и отличными экономическими преимуществами.