image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 3 2017

Добыча нефти и газа

01.03.2017 10:00 Применение теплоизолированных лифтовых труб в нефтегазодобывающей промышленности
В статье приведена краткая история создания промышленных технологий теплоизоляции типа «термокейс». Приведен опыт создания и промышленного производства теплоизолированных лифтовых труб (ТЛТ) с экранно-вакуумной изоляцией на российском предприятии. Обоснована актуальность применения ТЛТ при добыче нефти и газа. Приведен опыт применения ТЛТ на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении для предотвращения оттаивания многолетнемерзлых пород (ММП) вокруг ствола скважины. Представлены теплофизические и эксплуатационные характеристики теплоизолированных лифтовых труб и требования, предъявляемые ПАО «Газпром» к работоспособности ТЛТ. Рассмотрены вопросы применения ТЛТ для предотвращения парафинообразования и гидратообразования в лифтовой колонне. Приведены схемы добычи нефти с применением ТЛТ. Также описано применение ТЛТ для закачки горячей воды или пара в скважину при добыче высоковязкой нефти. Обоснована актуальность применения ТЛТ в морских скважинах.
Ключевые слова: сосуд Дьюара, термокейс, теплоизолированные лифтовые трубы, многолетнемерзлые породы, теплофизические свойства, теплопроводность, экранно-вакуумная изоляция, гидратообразование в скважине, парафинообразование.
Ссылка для цитирования: Артеменков В.Ю., Ерехинский Б.А., Заряев И.А. Применение теплоизолированных лифтовых труб в нефтегазодобывающей промышленности // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 3. С. 40–44.
Открыть PDF


Применение вакуума для теплоизоляции началось в конце XIX в. При этом теплоизоляция требовалась не для сохранения температуры теплоносителя, а напротив, для того, чтобы предотвратить нагревание сжиженных газов, имеющих отрицательную температуру. Первые опыты с вакуумом, применяемым в качестве теплоизолятора, проводил шотландский физик Джеймс Дьюар, получивший широкую известность в связи с работами по сжижению и низкотемпературным исследованиям газов, в рамках которых он и создал сосуд, впоследствии названый в его честь, – сосуд Дьюара. Данный сосуд представлял собой колбу с узким горлышком и двойными стенками, между которыми выкачан воздух, а обе внутренние поверхности стеклянных стенок покрыты серебром для уменьшения теплопритоков. Дьюар не увидел коммерческих перспектив своего изобретения, а потому не запатентовал его [1, 2].

1_1_8.png

В отличие от шотландца стеклодув Р. Бюргер из Берлина разглядел в изобретении Дьюара коммерческий потенциал. Он усовершенствовал конструкцию, поместив хрупкий стеклянный сосуд в кожух из оцинкованного железа, и в 1903 г. получил патент на «сосуд с двойными стенками и вакуумом между ними», основав фирму, получившую название Тhermos GmbH. Бытовые сосуды Дьюара, за которыми прочно закрепилось название «термос», ставшее именем нарицательным, с тех пор практически не изменились.

Промышленные технологии теплоизоляции типа «термокейс» получили свое развитие в ХХ в. и продолжают развиваться. Первые теплоизолированные (криогенные) трубопроводы с экранно-вакуумной изоляцией создавались для заправки космических ракет на стартовых комплексах: по ним в баки подавали криогенное топливо и окислитель – жидкие водород и кислород. Технологии экранно-вакуумной теплоизоляции нашли свое применение в различных отраслях промышленности, в том числе и в нефтегазовой отрасли при производстве теплоизолированных лифтовых труб (ТЛТ).

Применение ТЛТ для предотвращения оттаивания многолетнемерзлых пород вокруг ствола скважины

Опыт длительной эксплуатации газовых скважин в условиях Крайнего Севера, Тюменской области и Красноярского края показал, что добыча газа часто сопровождается приустьевыми обвалами, потерей устойчивости верхней части крепи с перекосом фонтанных арматур, смятием колонн и другими осложнениями, вызванными протаиванием высокольдистых пород вокруг ствола скважины. Мероприятия по ликвидации осложнений (периодическая засыпка грунта в приустьевые воронки, установка растяжек, капитальный ремонт скважин) связаны с большими эксплуатационными расходами и не исключают повторения этих негативных проявлений в будущем. В связи с протаиванием грунта приходится увеличивать расстояние между скважинами куста, что при кустовом способе добычи крайне нежелательно.

1_1.png

Одним из способов надежной защиты от растепления ММП вокруг ствола скважины на период ее эксплуатации является применение теплоизолированных лифтовых труб с экранно-вакуумной теплоизоляцией в качестве верхней секции лифтовой колонны. Специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проводился мониторинг скважин, расположенных в зоне ММП, оборудованных ТЛТ. Экспериментальные скважины, оборудованные теплоизолированными лифтовыми трубами, были обустроены термометрическими трубками-сателлитами, спущенными по внешней стенке обсадной колонны на глубину до 60 м. В процессе отжига скважин на факел в этих трубках измерялась температура воздуха. По результатам измерений рассчитывались теплотехнические характеристики скважин.

Расчеты показали, что для сохранения околоскважинных пород с учетом температур на устьях скважин около 28–30 °С коэффициент теплоотдачи не должен превышать 0,1 Вт/м2.°С, что соответствует коэффициенту теплопроводности ТЛТ не более 0,012 Вт/м.°С. Впоследствии это значение коэффициента теплопроводности было зафиксировано в качестве нормативного требования в корпоративном стандарте
СТО Газпром 2-3,2-174-2007, регламентирующем технические требования к ТЛТ. При указанных выше коэффициентах теплопроводности ТЛТ, полученных в ходе промысловых испытаний, вокруг скважин будут формироваться ореолы оттаивания радиусом 3–6 м в зависимости от литологического состава и засоленности ММП. В случаях же эксплуатации нетеплоизолированных скважин прогнозируемый радиус ореола составит 9–12 м. Таким образом, сохранение ММП, вмещающих добывающие скважины на горизонтах ТП1–6 Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения, только с использованием ТЛТ позволяет в 2 раза сократить радиус оттаивания.

1_1_1.png 1_1_2.png

На основании вышеизложенного специалистами ПАО «Газпром» было принято комплексное решение по термостабилизации ММП приустьевых зон добывающих скважин Бованенковского месторождения с использованием в их конструкции ТЛТ и парожидкостных охлаждающих систем (рис. 2).

В 2001 г. на кустовой площадке № 64 Бованенковского месторождения реализован промышленный эксперимент, в ходе которого из скв. № 6401, оборудованной ТЛТ и парожидкостными термостабилизаторами, в течение 1,5 года осуществлялась добыча газа с дебитом около 700 тыс. м3/сут и температурой на устье около 30 °С. Мониторинг скважины в течение годового цикла показал, что ореол оттаивания, формирующийся вокруг добывающей скважины, в летний период выходит за пределы цементного кольца не более чем на 0,3 м. Зимой формирующийся ореол оттаивания полностью промерзает, т. е. вмещающие скважину многолетнемерзлые породы сохраняются в мерзлом состоянии.

На конец 2015 г. на Бованенковском месторождении, запущенном в эксплуатацию в 2012 г., построено и работает 296 добывающих газоконденсатных скважин на 33 кустовых площадках.
В соответствии с проектной документацией в скважины спущены ТЛТ [3].

В целях решения проблемы протаивания грунта вокруг ствола скважин целесообразно дополнительно к ТЛТ применить теплоизолированное направление обсадной колонны с вакуумной теплоизоляцией. При этом состояние вакуума в теплоизолированном направлении можно контролировать и при необходимости восстанавливать его непосредственно на функционирующей скважине.

Применение ТЛТ для предотвращения парафинообразования в лифтовой колонне

Проблема образования парафинов в колонне НКТ является одним из основных  осложнений, возникающих при добыче нефти. На скорость парафинизации и толщину отложений влияет множество факторов: длина и диаметр колонны лифтовых труб, геотермический градиент ствола скважины, рабочее давление, вязкость нефти и т. д. Одним из главных факторов является понижение температуры нефти при ее движении от пласта к устью скважины в результате потери теплоты через стенки труб скважины в окружающие породы. Процесс образования парафинов может быть значительно ослаблен или вовсе исключен за счет применения ТЛТ. Исходя из опыта ПАО «Газпром», спуск ТЛТ на глубину до 1500 м позволит обеспечить сохранение устьевой температуры добываемой продукции скважины на уровне выше температуры образования парафинов.

На нефтяных скважинах Уренгойского НГКМ проводились испытания различных способов предупреждения и ликвидации асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО). Для борьбы с ними применялись тепловые, электромагнитные и другие методы, различные реагенты. В результате применения на скв. № 20135 опытной партии ТЛТ размером 114 х 73 мм со спуском подвески в интервале 0–2000 м был повышен на 30 % средний дебет нефти газлифтной эксплуатации, практически исключились тепловые обработки и в четыре раза сократились скребковые операции. На рис. 3 и 4 представлен комплекс оборудования, в том числе ТЛТ, для добычи высоковязкой нефти и борьбы с парафиновыми отложениями. Для сохранения температуры флюида, выходящего из скважины, предлагается установка в начало выкидной линии электронагревательных секций ТЛТ.
В продолжение нагнетательной линии и в качестве лифтовой колонны применены обычные ТЛТ с вакуумной теплоизоляцией без нагрева.

Применение ТЛТ для закачки горячей воды или пара в скважину при добыче высоковязкой нефти

Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор. Нагнетаемая холодная вода станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в лучшем случае к загустению нефти, а в худшем – к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пластах. Указанные особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при закачке в такой пласт теплоносителя (перегретый пар, горячая вода).
В этом случае теплоноситель, проникая по хорошо проницаемому прослою, прогревает выше и ниже залегающие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов. Рекомендуется оборудовать нагнетательную скважину ТЛТ для уменьшения потерь при закачке в пласт теплоносителя.

Эффективность этого метода при добыче нефти рассмотрим на опыте применения его ОАО «Удмуртнефть», специалистами которого совместно с учеными ряда институтов проводились работы по созданию принципиально новых ресурсо- и энергосберегающих технологий, позволяющих вывести заведомо нерентабельные запасы высоковязкой нефти Гремихинского месторождения в разряд прибыльных.

В 1983 г. были начаты экспериментальные работы по нагнетанию в пласт теплоносителя: горячей воды с температурой на устье скважин 260 °С. В результате были созданы, запатентованы и внедрены в производство технологии теплового воздействия: импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ), импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (ИДТВ(П), теплоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП) и его модификации [4].

Эти технологии уже более 30 лет были успешно внедрены на Гремихинском месторождении: ИДТВ – с 1986 г., ИДТВ(П) – с 1988 г., ТЦВП – с 1988 г. Распределение добычи нефти за счет тепловых методов и их экономическая эффективность представлены в таблице.

Об эффективности применения технологий свидетельствует уровень текущей нефтеотдачи (42 %) на опытных участках их применения, при том что прогнозная конечная нефтеотдача при заводнении оценивается в пределах 20–25 % (информация 1998 г.).

Внедрение данных технологий в других нефтедобывающих районах с аналогичными условиями и вязкими нефтями может дать прирост добычи на уже обустроенных месторождениях.

Применение ТЛТ для предотвращения гидратообразования

Многие компоненты природного газа (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, азот, сероводород) в соединении с водой образуют так называемые газовые гидраты – твердые кристаллические вещества, напоминающие по внешнему виду спрессованный снег, которые существуют при высоких давлениях и положительных температурах. При добыче газа гидраты могут образовываться на внутренней поверхности лифтовых труб.

Откладываясь на стенках, гидраты резко уменьшают пропускную способность труб. Для борьбы с гидратообразованием на газовых промыслах в скважины вводят различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-й раствор CaCl2). Не менее эффективный вариант борьбы с гидратацией в скважине заключается в поддержании температуры потока газа выше температуры гидратообразования за счет использования в качестве НКТ теплоизолированных лифтовых труб. При этом сокращается, а иногда и вообще исключается использование ингибиторов.

Применение ТЛТ в морских скважинах

В последние годы интенсивно ведется освоение шельфовой зоны Арктики, Европейского Севера, Дальнего Востока и т. д. При эксплуатации морских скважин, добывающих нефть или газ, возникновение гидратообразования и парафиновых отложений сильно выражено в зоне морского дна, где нагретый флюид резко переходит в зону пониженной температуры. В некоторых случаях запуск подводных скважин может быть осложнен из-за существенных тепловых потерь и гидратообразования именно в зоне морского дна.
В этом случае применение ТЛТ особенно актуально.

Применение ТЛТ в морских скважинах также необходимо для поддержания экологического баланса. Изменение температуры всего на два градуса в зоне добычи нефти и газа из морских скважин может привести к необратимым экологическим последствиям.

При большем дебете глубоководных скважин значительно возрастает температура в подводной части ствола скважины. Если в затрубном пространстве обсадных труб в процессе строительства скважины остались изолированные пустоты, разогрев воздуха в них вызовет увеличение его давления, и как следствие может произойти смятие обсадной колонны. Для предотвращения таких случаев рекомендуется применять ТЛТ в подводной части колонны НКТ.


Технологическая и экономическая эффективность тепловых методов (1984–1997 гг.)

Technological and economic efficiency of thermal methods (1984–1997)

Показатели

Indicators

Гремихинское месторождение в зоне реагирования, всего

Gremikhinskoye deposit in the reaction area, Total amount

Из них по методам

From these according to the methods

ВГВ

The influence of hot water

ИДТВ

The impulse-dosed thermal influence

ИДТВ(П)

The impulse-dosed thermal influence with pause

ТЦВП

The heat and cyclic influence on the formation

Дополнительная добыча нефти, тыс. т

The additional oil production, thsd. t

3432,6

679,4

1283,4

1107,8

362,0

Закачка теплоносителя, тыс. т

The heal carrier injection, thsd. t

12698,5

4327,8

4014,5

3427,3

929,1

Закачка холодной воды в пласт, тыс. т

The injection of cold water into the formation, t

4999,7

0

2232,1

2518,3

249,3

Закачка горячей и холодной воды, тыс. т

The injection of hot and cold water, thsd. t

17698,2

4327,6

6246,6

5945,6

1178,4

Удельный расход теплоносителя на 1 т дополнительной нефти, тыс. т

Specific consumption of heal carrier at  1 t of additional oil, thsd. t

3,7

6,2

3,4

3,2

2,8

Эффект, млн руб.

Effect, mln RUB

525

60

211

190

64

Конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), %

The ultimate oil recovery factor (ORF), %

39

29

37

40

45

 



← Назад к списку


im - научные статьи.