image

Территория Нефтегаз № 4 2016

Добыча нефти и газа

01.04.2016 10:00 Технические решения и конструкция резьбонарезных труб для добычи углеводородов в условиях многолетнемерзлых пород

В данной статье рассмотрены основные осложнения, возникающие при строительстве и эксплуатации добывающих скважин в условиях распространения дисперсных мерзлых пород. Дана характеристика климата и геокриологических условий нефтегазоконденсатных месторождений полуострова Ямал. Рассмотрен опыт освоения газовых месторождений в районах Крайнего Севера. Приведены технические решения по обеспечению устойчивости скважин на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ), в том числе решение по использованию теплоизолированных лифтовых труб для предотвращения приустьевого оттаивания многолетнемерзлых пород. Приведен опыт применения теплоизолированных лифтовых труб на месторождениях, сформулированы технические требования к теплофизическим свойствам и эксплуатационным характеристикам теплоизолированных лифтовых труб. Приведена конструкция теплоизолированных лифтовых труб, рассмотрена методика стендовых испытаний теплофизических свойств труб на лабораторном стенде. Приведен опыт промышленного производства теплоизолированных лифтовых труб на Синарском трубном заводе группы ПАО «Трубная металлургическая компания»
и применения их на Бованенковском НГКМ.

Ключевые слова: теплоизолированные лифтовые трубы, скважина, многолетнемерзлые породы, технические требования, теплофизические свойства, эксплуатационные характеристики.
Ссылка для цитирования: Филиппов А.Г., Чернухин В.И., Ерехинский Б.А., Попов К.А., Ширяев А.Г., Рекин С.А., Четвериков С.Г. Технические решения и конструкция резьбонарезных труб для добычи углеводородов в условиях многолетнемерзлых пород // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 4. С. 46–50.
Открыть PDF


Специфической проблемой строительства и эксплуатации добывающих газовых и газоконденсатных скважин в условиях полуострова Ямал является необходимость учета наличия горизонта многолетнемерзлых пород, которые в верхней части имеют в ряде случаев высокую льдистость и при оттаивании теряют частично или полностью структурную прочность [1].

Район Бованенковского месторождения отличается суровым климатом, обусловленным северным положением территории, повышенной циклонической деятельностью и равнинным характером местности, наличием многолетней мерзлоты, а также близостью холодного Карского моря и его морских заливов, глубоко впадающих в сушу. Зима холодная и продолжительная (до 9–9,5 мес.), с полярной ночью, постоянными и частыми сильными ветрами. Лето короткое и прохладное. Среднегодовая температура воздуха отрицательная в пределах –10–11 °С. Наиболее холодные месяцы – ноябрь, декабрь, январь, февраль и март. Средняя температура холодных месяцев –22–26 °С. Абсолютный минимум температуры составляет –50 °С. Продолжительность зимнего периода со снежным покровом – более 240 дней, устойчивые морозы – 220 дней. Наиболее теплые месяцы – июнь, июль, август. Средняя температура летних месяцев 6–9 °С. Абсолютный максимум температуры – 30 °С. Безморозный период – в среднем 60 дней (2 месяца).

Для района месторождения характерно повсеместное и сплошное распространение многолетнемерзлых пород (ММП), которое нарушается лишь надмерзлотными таликами по руслам рек и под крупными и глубокими озерами (до 4–8 и более метров). На преобладающих по площади плоскоравнинных и низинных территориях толща многолетней мерзлоты наименьшей мощности, изменяющаяся от 150–200 до 250–300 м. Многолетнемерзлая толща повсеместно характеризуется низкими температурами в верхней части разреза, от –5 до –7 °С на плоскоравнинных низинных территориях и до 7–11 °С на водораздельных, более длительно выхолаживаемых территориях. Средняя температура многолетнемерзлых пород на подошве слоя годовых теплооборотов принимается за –6 °С. В нижней части разреза в многолетнемерзлой толще (преимущественно в глинистых, морозных породах) отрицательные температуры пород изменяются с положительным градиентом в среднем около
2 °С/100 м [2].

46-50-r_1.png

Основными осложнениями, возникающими при строительстве и эксплуатации добывающих скважин в условиях распространения дисперсных мерзлых пород, являются:

  • повышенное кавернообразование, обрушение стенок скважин при бурении;
  • снижение качества цементирования обсадных колонн в интервале залегания ММП;
  • формирование приустьевых термокарстовых просадок;
  • потеря устойчивости обсадных колонн при особо неблагоприятном сочетании факторов;
  • потеря устойчивости фундаментов устьевых трубопроводных обвязок скважин и деформации обвязок;
  • опасность смятия обсадных колонн при обратном промерзании сформировавшихся вокруг скважин ореолов оттаивания;
  • газопроявления из толщи ММП;
  • наличие углекислого газа в добываемой продукции скважин.

При разработке технических решений по обеспечению устойчивости скважин на Бованенковском НГКМ ООО «Газпром добыча Надым» совместно с научно-
исследовательскими и проектными институтами решало проблему по двум направлениям.

  1. размещение кустовых площадок на участках с наименее неблагоприятными геокриологическими условиями на основе специализированного геокриологического картирования и мерзлотного параметрического бурения;
  2. разработка комплексных решений по термостабилизации многолетнемерзлых грунтов в приустьевой зоне с использованием теплоизолированных лифтовых труб и парожидкостных охлаждающих систем.

46-50-r_2.pngРезультаты теплотехнических прогноз-
ных расчетов и промышленного эксперимента продемонстрировали, что вокруг нетеплоизолированных скважин на горизонты танопчинской свиты будут формироваться ореолы оттаивания радиусом 8,5–11 м за период 30 лет.

Чтобы в условиях Бованенковского месторождения исключить приустьевое оттаивание многолетнемерзлых пород, предусмотрено использование теплоизолированных лифтовых труб (ТЛТ). Для эффективной защиты при температуре газа на устье 28–30 °С (что соответствует условиям танопчинской свиты) и в условиях засоленности многолетнемерзлых пород необходимо обеспечить теплопроводность стенки ТЛТ порядка 0,01 Вт/(м.К) по всей колонне [3].

В 1996–2001 гг. на Бованенковском НГКМ испытаны в промысловых условиях несколько типов теплоизолированных лифтовых труб различных производителей. Производимые на тот момент теплоизолированные лифтовые трубы в промысловых условиях продемонстрировали коэффициент теплопроводности стенки от 0,025 до 0,042 Вт/(м.К). Это означает, что их использование сократило бы радиусы ореолов оттаивания вокруг скважин до 3,5–5,0 м.

Наиболее представительными являются результаты промышленного эксперимента, осуществленного ООО «Газпром добыча Надым» совместно со специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на кусте № 64 Бованенковского НГКМ (рис. 1).

46-50-r_3.png

46-50-r_4.pngВ течение 1,5 лет осуществлялся перепуск газа из скважины 6401 (танопчинская свита, устьевая температура
27–29 °С) в скважину 6402 (поглощающая в сеноман, температура на устье 10–12 °С). Обе скважины были оборудованы теплоизолированными лифтовыми трубами с коэффициентом теплопроводности стенки около 0,025 Вт/(м.К). В устьевой зоне скважины № 6401 установлено семь отдельно стоящих термостабилизаторов. Результаты эксперимента продемонстрировали, что в устьевой зоне скважины № 6401 в зоне заложения охлаждающих устройств в течение всего периода проведения промышленного эксперимента ореол оттаивания вокруг скважины не вышел за пределы цементного кольца. Ниже зоны заложения термостабилизаторов вокруг скважины с температурой газа на устье 27–29 °С за полтора года сформировался ореол оттаивания радиусом около 1 м. Вокруг поглощающей скважины № 6402 с температурой газа на устье 10–12 °С оттаивания вмещающих многолетнемерзлых пород не происходило. Теплоизолированные муфты в колонне ТЛТ отсутствовали. В процессе экспериментальных работ фиксировалась значительно большая интенсивность прогрева массива мерзлых пород в зонах сочленения секций ТЛТ за счет наличия «тепловых мостов».

46-50-r_5.pngПроектными и научно-производственными подразделениями ПАО «Газпром» разработаны и внедряются комплексные системы термостабилизации мерзлых грунтов оснований приустьевых зон добывающих скважин с использованием парожидкостных охлаждающих установок и теплоизолированных насосно-компрессорных труб (рис. 2).

В настоящее время система термостабилизации приустьевой зоны добывающих скважин, состоящая из тепло-
изолированных насосно-компрессорных труб и парожидкостной охлаждающей установки, принята в качестве типового решения при проектировании и строительстве кустовых площадок добывающих скважин на Бованенковском месторождении (рис. 3).

Исходя из принятого решения термостабилизации приустьевой зоны при добывающих скважинах Бованенковского НГКМ, на ОАО «Синарский трубный завод» («СинТЗ») в 2010 г. было начато освоение производства труб лифтовых теплоизолированных. В сотрудничестве с российским институтом трубной промышленности ОАО «РосНИТИ», институтом природных газов и газовых технологий ООО «Газпром ВНИИГАЗ», сервисным подразделением ПАО «Трубная Металлургическая Компания» – ООО «ТМК Премиум-Сервис» разработана конструкция нового инновационного продукта – теплоизолированной лифтовой трубы и организовано ее производство.

40-50-r_6.pngТеплоизолированная труба состоит из двух труб, установленных одна внутри другой. Наружная (несущая) труба и внутренняя труба (кожух) соединены методом сварки вакуумплотными сварными швами. Межтрубное пространство заполнено многослойной изоляцией и завакуумировано – давление не более 8.10-2 Па. В ТЛТ применена инновационная технология сохранения вакуума в течение длительного срока эксплуатации – применение специальных газопоглотителей (так называемых геттеров), которые вбирают в себя остаточные газы после вакуумирования и газы, выделяющиеся из металла труб в процессе эксплуатации, в основном это свободный водород. Расчетный период сохранения заданного исходного значения вакуума – 30 лет. Разработанные конструкции ТЛТ и сварных соединений позволяют обеспечить необходимый запас прочности. Для сборки теплоизолированной колонны ТЛТ разработано муфтовое соединение с резьбой класса «Премиум» и муфтовым вкладышем из теплоизолирующего материала (рис. 4, 5) [4].

Конструкция ТЛТ обеспечивает теплофизические и эксплуатационные характеристики, указанные в таблице [5].

С целью оценки теплофизических характеристик ТЛТ производства ОАО «СинТЗ» ООО «Газпром ВНИИГАЗ» совместно с трубным заводом и ОАО «Рос-
НИТИ» проведены стендовые испытания опытных труб на лабораторном стенде И737.00.000.00 (рис. 6).

Нагрев внутренней трубы и выход на стационарный тепловой режим обеспечивался потоком воздуха, нагретого до 85–95 °С на входе каждой из двух сборок ТЛТ. Измерение температур внутренней и наружной стенок ТЛТ, внешней стенки муфты, а также теплового потока на наружной стенке ТЛТ и муфты проводилось сертифицированными приборами «ИТП-МГ4.03 «ПОТОК». Измерение температуры внутренней стенки теплоизолирующей вставки муфты проводилось сертифицированными термопарой ТП-0198 (№ 65) и измерителем-регулятором технологическим ИРТ 5502 Ex/М1, №322-0016.

После прогрева и достижения режима стационарного теплового потока в каждой сборке из двух свинченных теплоизолированных труб проводились:

  • измерение температуры на внутренней стенке кожуха (внутренней трубы), температуры на внешней стенке несущей (наружной) трубы, теплового потока на внешней стенке несущей трубы в окрестности радиуса тепло-изолированной трубы, достаточно удаленного от области сварки наружной и внутренней труб;
  • измерение температуры внутренней стенки теплоизолирующего вкладыша муфты, температуры внешней стенки муфты, теплового потока на внешней стенке муфты в окрестности радиуса, проходящего через ее плоскость симметрии.

Исследования проводились в термостабильных условиях, исключающих дополнительный нагрев или охлаждение поверхности ТЛТ сторонними источниками.

В декабре 2011 г. был успешно произведен спуск ТЛТ на Бованенковском НГКМ в составе верхней секции лифтовой колонны. С октября 2011 г. ведется серийное выполнение заказов ПАО «Газпром» для Бованенковского НГКМ и других месторождений. В настоящее время потребность ПАО «Газпром» в теплоизолированных трубах полностью обеспечивается отечественной трубной промышленностью, за период 2011–2015 гг. отгружено 20 050 м ТЛТ.

Таблица. Теплофизические и эксплуатационные характеристики, обеспечиваемые конструкцией ТЛТ

Table. Thermal characteristics and performances provided by the HIPT design

Наименование показателя

Indicator name

Величина

Value

Коэффициент теплопроводности теплоизоляции ТЛТ, Вт/м.К

Heat conductivity factor of the HIPT heat insulation, W/mK

не более 0,012

maximum 0.012

Коэффициент теплопроводности материала вкладыша муфтового, Вт/м.К

Heat conductivity factor of the coupling insert material, W/mK

не более 0,25

maximum 0.25

Температура технологических сред и пластового флюида, °С

Temperature of formation fluid process media, °С

–7–180

Давление технологических сред и пластового флюида, МПа

Pressure of formation fluid process media, MPa

0–35

Пластовый флюид

Formation fluid

Природный газ (возможно содержание диоксида углерода до 1%), газоконденсат, пластовая вода, нефть, технологические среды и другие флюиды

Natural gas (possible carbon dioxide content up to 1%), gas condensate, formation water, oil, process media and other fluids



← Назад к списку


im - научные статьи.