from 01.01.2022 to 01.01.2023
Russian Federation
krasnoyursk, Russian Federation
Russian Federation
Russian Federation
UDK 62 Инженерное дело. Техника в целом
UDK 62-22 Неподвижные детали некорпусного типа, обеспечивающие работу подвижных или сменных элементов
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.
Far North, oil wells, MMP, thermal conductivity, estimation of the thawing radius
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 облицовки
Теплоизоляционная 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:
, (1)
где 
– постоянная измерительной ленты при 0 ˚С, найденная при ее градуировке, Вт/(м2·мВ), 
– температурный коэффициент измерения постоянной измерительной ленты, найденный при градуировке, 1/К, 
– температура измерительной ленты, которую можно практически принимать равной температуре на поверхности несущей трубы под охранными лентами 
, К, 
– истинная э.д.с. измерительной ленты, замеренная с помощью потенциометра, мВ, 
– внутренний диаметр несущей трубы, м, 
– наружный диаметр кожуха, м, 
– температура внутри кожуха ТЛТ, К, – 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:
, (2)
где 
– радиус долота под направление, 
– коэффициент теплопроводности горных пород в околоствольном пространстве скважины, 
– время строительства или работы скважины, 
– 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:
, (3)
где – температура на устье скважины, ˚С, 
– средняя температура в термометрических трубках, ˚С, – естественная температура мерзлых пород за пределами радиуса теплового влияния исследуемой скважины, ˚С, 
– внутренний диаметр несущей трубы ТЛТ, м, 
– наружный диаметр кожуха ТЛТ, м, 
– диаметр долота под направление, м, 
– количество колонн разного диаметра в скважине, 
– коэффициент теплопроводности среды, находящейся между i-ой и (i+1)-ой колоннами, Вт/(м·К), 
– внутренний диаметр труб, входящих в состав колонн скважины, м, 
– наружный диаметр труб, входящих в состав колонн скважины, м, 
– коэффициент теплопроводности среды, находящейся между (m)-ой колонной и долотом, Вт/(м·К), 
– наружный
диаметр 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 Серегиной
|
Тип кожуха |
Глубина установки ТЛТ в скважине, м |
|
|
|
|
|
|
|
ТМК |
10 |
554 |
0,85 |
-1,60 |
+2,2 |
40,2 |
0,025 |
|
15 |
554 |
0,85 |
-1,75 |
+1,3 |
40,2 |
0,022 |
|
|
20 |
554 |
0,85 |
-1,95 |
+0,9 |
40,2 |
0,023 |
|
|
25 |
553 |
1,05 |
-2,25 |
+4,1 |
44,7 |
0,026 |
|
|
Авторский |
10 |
552 |
0,80 |
-1,60 |
+1,8 |
39,0 |
0,018 |
|
15 |
552 |
0,80 |
-1,75 |
+1,6 |
39,0 |
0,017 |
|
|
20 |
552 |
0,80 |
-1,95 |
+2,1 |
39,0 |
0,019 |
|
|
25 |
551 |
0,95 |
-2,25 |
+4,1 |
42,6 |
0,021 |
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:
, (4)
где 
– начальная температура мерзлых пород, ˚С, 
– температура на границе фазовых переходов в момент времени , ˚С, – время работы скважины, ч, 
– коэффициент температуропроводности ММП, м3/час, 
– теплопроводность ММП, ккал/(м·ч·˚С), 
– объемная теплоемкость пород, ккал/(м3·˚С), 
– 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:
,
,
,
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.
1. Muller S.W. Permafrost or Permanently Frozen Ground and Related Engineering Problems. Ann Arbor, Edwards Bros. Michigan, 1947. 231 p.
2. Lu C.F., Cai C.X. Challenges and countermeasures for construction safety during the Sichuan-Tibet railway project. Engineering. 2019. Vol. 5(5). Pp. 833-838. DOIhttps://doi.org/10.1016/j.eng.2019.06.007.
3. Liu B., Sun Y.D., Wang B., Han Y.H., Zhang R.H., Wang J.X.. Effect of water content on mechanical and electrical characteristics of the water-rich sandstone during freezing. Environ Earth Sci. 2020. Vol. 79(10). Pp. 236-248. DOIhttps://doi.org/10.1007/s12665-020-08991-8.
4. Jia H.L., Zi F., Yang G.S., Li G.Y., Shen Y.J., Sun Q., Yang P.Y. Influence of pore water (ice) content on the strength and deformability of frozen argillaceous siltstone. Rock Mech Rock Eng. 2020. Vol. 53(2). Pp. 967-974. DOIhttps://doi.org/10.1007/s00603-019-01943-0.
5. Tian H.H., Wei C.F., Wei H.Z., Zhou J.Z. Freezing and thawing characteristics of frozen soils: bound water content and hysteresis phenomenon. Cold Reg Sci Technol. 2014. Vol. 103. Pp. 74-81. DOIhttps://doi.org/10.1016/j.coldregions.2014.03.007.
6. Mcconnell M.F., Cabeen R.P., Hedstrom W.W. Steam Stimulation of Oil-Bearing Formations. US Patent 3 380530, 1968.
7. Buzinov S.N., Smirnov V.S., Stryukov A.Ya. Manufacturing technology of lift heat-insulated pipes (LTT). Drilling and operation of gas wells in the Far North [Tekhnologiya izgotovleniya liftovyh teploizolirovannyh trub (LTT). Burenie i ekspluataciya gazovyh skvazhin v rajonah Krajnego Severa]. Sb. nauch. tr., Moskva : VNIIGAZ, 1977, Pp. 176-184. (rus)
8. Smirnov V.S., Makeev V.V, Ignatenko V.V., Docenko V.A., Prasolov M.F. Liftovaya teploizolirovannaya truba. Patent RF, no. 2065919, 1996. (rus)
9. Stryukov A.Ya., Glebovskij A.M., Kolushev N.R. Thermal protection of permafrost rocks (MMP) at the Bovanenkovskoye field in wells drilled according to a standard design. Actual problems of development of gas fields of the Far North [Teplovaya zashchita mnogoletnemerzlyh porod (MMP) na Bovanenkovskom mestorozhdenii v skvazhinah, proburennyh po tipovoj konstrukcii. Aktual'nye problemy osvoeniya gazovyh mestorozhdenij Krajnego Severa]. Sb. nauch. tr., Moskva : VNIIGAZ, 1995, Pp. 125-129. (rus)
10. Ckhadaya N.D., Volkov V.N., Pranovich A.A., Gruckij L.G., Andronov I.N., Aleksandrov A.R., Rochev V.S., Kuznecov V.A., Narbekov V.A., ZHevnerenko V.A., Fedoseev A.V., Nikolaev V.YA. Liftovaya teploizolirovannaya truba. Patent RF, no. 2245983, 2005. (rus)
11. Smirnov V.S., Temirgaleev R.G., Georgievich A.V., Seregina N.V. Teploizolirovannaya kolonna. Patent RF, no. 2410523, 2011. (rus)
12. Abdou A., Budaiwi I. The variation of thermal conductivity of fibrous insulation materials under different levels of moisture content. Construct. Build. Mater. 2013. Vol. 43. Pp. 533-544. DOIhttps://doi.org/10.1016/j.conbuildmat.2013.02.058.
13. Abdou A., Budaiwi I. The impact of thermal conductivity change of moist fibrous insulation on energy performance of buildings under hot-humid conditions. Energy Build. 2013. Vol. 60. Pp. 388-399. DOIhttps://doi.org/10.1016/j.enbuild.2013.01.035.
14. Zhang T., Luo Y., Lin. C.-H., Wei Z., Wang S. Measuring moisture content in porous insulation materials based on transient temperatures over a period of 100 seconds. Sci. Technol. Built Environ. 2018. Vol. 24(6). Pp. 571-579. DOIhttps://doi.org/10.1080/23744731.2017.1408391.
15. Korjenic A., Petr´anek V., Zach J., Hroudov´a J. Development and performance evaluation of natural thermal-insulation materials composed of renewable resources. Energy Build. 2011. Vol. 43(9). Pp. 2518-2523. DOIhttps://doi.org/10.1016/j.enbuild.2011.06.012.
16. Vol. 43(9). Pp. 2518-2523. https://doi.org/10.1016/j.enbuild.2011.06.012.
17. Sonderegger W., Niemz P. Thermal and moisture flux in soft fibreboards // Eur. J. Wood Wood Prod. 2012. Vol. 70(1-3). Pp. 25-35. DOIhttps://doi.org/10.1007/s00107-010-0498-7.
18. Zach Z., Hroudov´a J., Broˇzovský J., Krejza Z., Gailius A. Development of thermal insulating materials on natural base for thermal insulation systems. Procedia Eng. 2013. Vol. 57. Pp. 1288-1294. DOIhttps://doi.org/10.1016/j.proeng.2013.04.162.
19. Sahu D.K., Sen P.K, Sahu G., Sharma R., Bohidar S. A review on thermal insulation and its optimum thickness to reduce heat loss. Int. J. Innov. Res. Sci. Technol. 2015. Vol. 2(6). Pp. 2349-6010. DOIhttps://doi.org/10.1016/j.rser.2011.08.006.
20. Asdrubali F., D’Alessandro F., Schiavoni S. A review of unconventional sustainable building insulation materials. Sustain. Mater. Technol. 2015. Vol. 4. Pp. 1-17. DOIhttps://doi.org/10.1016/j.susmat.2015.05.002
21. Mahlia T., Taufiq B., Masjuki H. Correlation between thermal conductivity and the thickness of selected insulation materials for building wall. Energy Build. 2007. Vol. 39(2). Pp. 182-187. DOIhttps://doi.org/10.1016/j.enbuild.2006.06.002
22. Yuan J. Impact of insulation type and thickness on the dynamic thermal characteristics of an external wall structure. Sustainability. 2018. Vol. 10(8). Pp. 28-35. DOIhttps://doi.org/10.3390/su10082835
23. Zhang T., Yang H. Optimal thickness determination of insulating air layers in building envelopes. Energy Procedia. 2018. Vol. 152. Pp. 444-449. DOIhttps://doi.org/10.1016/j.egypro.2018.09.251
24. Sisman N., Kahya E., Aras N., Aras H. Determination of optimum insulation thicknesses of the external walls and roof (ceiling) for Turkey’s different degreeday regions. Energy Pol. 2007. Vol. 35(10). Pp. 5151-5155. DOIhttps://doi.org/10.1016/j.enpol.2007.04.037
25. Karslou G., Eger D. Thermal conductivity of solids [Teploprovodnost' tverdyh tel]. Moskva : Nauka,1964. 488 p. (rus)
