Разработка методов контроля технического состояния скважин в криолитозоне
На правах рукописи
ПОЛОЗКОВ КИМ АЛЕКСАНДРОВИЧ
РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН В КРИОЛИТОЗОНЕ
Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
МОСКВА – 2009
Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М.Губкина
Научный руководитель - доктор технических наук
Владимир Юрьевич Близнюков
Официальные оппоненты: - доктор технических наук
Анатолий Андреевич Цыбин
- кандидат технических наук
Николай Ефимович Щербич
Ведущее предприятие: - Общество с ограниченной
ответственностью «Бургаз»
Защита диссертации состоится « » мая 2009 г. в 11 часов на заседании диссертационного Совета Д.520.027.01 при ОАО НПО «Буровая техника»- ВНИИБТ по адресу: 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д.7
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Буровая техника – ВНИИБТ
Автореферат разослан « » апреля 2009 г.
| Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук | Д.Ф. Балденко |
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
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, Восточной Сибири и Европейского Севера обуславливает актуальность представленной работы.
Цель работы:
Предупреждение возникновения осложнений при строительстве и эксплуатации скважин путем разработки методов контроля их технического состояния в многолетнемерзлых породах при протаивании.
Основные задачи исследований:
- разработка методов контроля теплового взаимодействия скважин с ММП;
- разработка усовершенствованного метода обработки стандартного каротажа (МОСК) исследования глубинных геокриологических условий на скважинах с использованием персонального компьютера и построением обобщенных диаграмм по льдистости, кавернозности, обводненности криолитозоны, картосхем изменения глубинных геокриологических условий по площади месторождений, а также их рельефных представлений;
- создание термометрических методов исследования разрезов многолетнемерзлых и низкотемпературных пород на скважинах и контроля качества цементирования скважин в криолитозоне;
- разработка методов контроля за продольной устойчивостью крепи скважин в криолитозоне при оттаивании просадочных и кавернозных ММП с выбором толщины цементного кольца;
- классификация скважин по величине термического сопротивления их конструкций и выбор теплоизоляции конструкций скважин с использованием теплоизолированного направления или верхних теплоизолированных секций кондуктора для предотвращения смыкания ореолов протаивания ММП вокруг кустовых добывающих скважин;
- совершенствование методики расчета тепловых режимов при испытании, отработке нетеплоизолированных и теплоизолированных скважин в условиях многолетнемерзлых и низкотемпературных пород.
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.
3. 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;
4. 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.
Практическая значимость и реализация результатов
1. Разработанный усовершенствованный метод обработки данных стандартного каротажа (МОСК) позволил определить глубинные геокриологические условия без бурения специальных мерзлотных скважин и отбора и исследования керна. С помощью данного метода исследованы геокриологические условия более чем на двухстах скважинах Заполярного и Ямбургского нефтегазоконденсатных месторождений.
2. Построенные картосхемы и их рельефные изображения по изменению глубинных геокриологических условий на скважинах, кустах по площади месторождений используются при контроле за качеством строительства скважин в криолитозоне и их техническим состоянием при эксплуатации.
3. Разработанный термометрический метод исследования разрезов многолетнемерзлых и низкотемпературных пород успешно использован на месторождениях Крайнего Севера.
4. С использованием усовершенствованного метода тепловых источников (МТИ) проведена оценка качества цементирования ряда скважин Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения.
5. С помощью разработанного метода контроля продольной устойчивости крепи добывающих скважин при протаивании ММП и образовании провалов вокруг скважин определены критерии и уровни аварийной опасности по потере крепью скважины продольной устойчивости (на примере Заполярного и Ямбургского месторождений).
6. На основе полученных аналитических зависимостей определены расстояния между тепло- и нетеплоизолированными добывающими скважинами в кусте для предотвращения смыкания ореолов протаивания ММП за время длительной эксплуатации кустовых скважин.
7. На основе термометрических данных разработана методика, позволяющая контролировать теплоизолирующую способность конструкции скважины, ее термическое сопротивление.
8. Составлены Альбомы мерзлотных и тепловых условий на скважинах Заполярного и Ямбургского месторождений и «Каталог обобщенных данных по глубинным геокриологическим условиям на скважинах Заполярного и Ямбургского месторождений».
9. Разработки диссертационной работы использованы при подготовке 2 методик и 4 нормативных документов (двух рекомендаций – Р Газпром и двух стандартов ОАО «Газпром»).
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: Седьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (25-28 сентября 2007 г., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва); І Международной научно – практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» WGRR-2007 (26 - 27 ноября 2007 г., ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва); научно – технической конференции УГТУ в рамках «IV Северного социально – экологического конгресса. Северное измерение глобальных проблем: первые итоги Международного полярного года и Недели арктической науки» (15-18 апреля 2008 г., УГТУ, г.Ухта); секции разработки месторождений НТС «Газпром добыча Ямбург» (02 декабря 2008 г., г.Новый Уренгой); на расширенном заседании кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (19 марта 2009 г.).
Публикации. Основные результаты исследований изложены в 11 научных работах, 7 из которых опубликовано в изданиях, включенных в Перечень ВАК ведущих рецензируемых научных журналов и изданий. По результатам представленных в работе исследований получено 3 патента РФ на изобретения.
Структура и объем работы:
Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы, содержащего 99 наименований, и двух приложений. Текст диссертации изложен на страницах, содержит 22 рисунка и 18 таблиц.
Автор выражает благодарность Басниеву К.С., Близнюкову В.Ю., Гафтуняку П.И., Ермолаеву А.И., Зинченко И.А., Истомину В.А., Орлову А.В., Подгорновой Н.В., Полозкову А.В., Потапову А.Г., Салихову З.С., Сутырину А.В., Филиппову В.П., Якушину Л.М. и др. за творческое сотрудничество в процессе выполнения работы.
Автор также благодарен ведущим специалистам ОАО «Газпром», ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «ВНИИГАЗ», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина за оказанную организационную и техническую помощь при проведении научных и промысловых исследований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цели и задачи исследований, а также освещены методы решения поставленных задач и научная новизна.
В первом разделе рассмотрены особенности и состояние строительства скважин в зонах ММП, а также представлены основные особенности методов контроля их технического состояния в криолитозоне.
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., Бондарева Э.А., Буслаева В.Ф., 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., 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., Орлова А.В., Осокина А.Б., Полозкова А.В., Попова А.П., Салихова З.С., Седова В.Т., Смита Р.Е., Стригоцкого С.В., Щербича Н.Е., Штоля В.Ф. и др.
Анализ показал, что многие осложнения и аварии, произошедшие на скважинах при их строительстве и эксплуатации в зонах ММП, в значительной мере обусловлены отсутствием детальных данных по строению низкотемпературного разреза, геокриологическим глубинным (мерзлотным) условиям на скважинах газовых и нефтяных месторождений и, соответственно, недостаточным их учетом при осуществлении контроля за взаимодействием скважин с ММП и низкотемпературными породами, а также за возникновением осложнений, связанных с протаиванием и обратным промерзанием пород в интервале залегания мерзлых пород.
В разделе представляются основные осложнения, встречаемые при строительстве и эксплуатации скважин в ММП.
Согласно разработкам ВНИИБТ, ТюменНИИгипрогаз, ВНИИГАЗ, СибНИИНП и др., а также ряду методических и нормативных документов, при подготовке которых принимал участие автор, дается перечень мероприятий, используемых в современной практике для повышения качества строительства скважин и обеспечения надежности их дальнейшей эксплуатации в зонах ММП. При этом отмечается, что выбор расположения скважин в кусте и расстояний между их устьями, теплоизоляция конструкций скважин, позволяют ограничить интенсивность теплового взаимодействия скважин с ММП, обеспечить минимально допустимое растепление ММП в приустьевой зоне скважины в интервалах залегания просадочных ММП. В то же время расширение ствола в верхних интервалах залегания просадочных и кавернозных ММП, увеличение толщины цементного кольца за колоннами позволяют повысить продольную устойчивость крепи скважин, а также надежность герметизации в «ступенчатом» стволе заколонного пространства.
В разделе приводится общая схема системы контроля технического состояния эксплуатационных скважин в ММП и анализируются особенности используемых в настоящее время расчетных моделей, методик теплового и механического взаимодействия сооружений, скважин с окружающими ММП при их протаивании и обратном промерзании, предложенных в разные годы Бондаревым Э.А., Будаком Б.М., Быковым И.Ю., Дегтяревым Б.В., Дубиной М.М., Иноземцевым В.И., Истоминым В.А., Колесниковым А.Г., Красовицким Б.А., Кривошеиным Б.Л., Лейбензоном Л.С., Новиковым Ф.Я., Полозковым А.В., Седовым В.Т., Стефаном И., Фельдманом Г.М., Чарным И.А., Чернядьевым В.П., Goodman M.A., Wood D.B., Coach E.J., Keller H.H., Watts J.W., Merriam R. и др. Расчетные модели имеют отличия в постановке математических задач фазового перехода в породах (задачи Стефана, Колесникова, Стефана – Колесникова). При проведении расчетов по отмеченным задачам теплового и механического взаимодействия скважин с ММП используются как различные приближенные аналитические методы, так и численные расчетные модели.
Также дается краткое описание используемых методов исследования толщи ММП и НП с выделением мерзлых и газогидратных пород: сейсмические, акустические, электрозондирование с поверхности, бурение мерзлотных скважин с отбором и исследованием мерзлого керна, а также по данным стандартного каротажа.
Во втором разделе рассмотрен вопрос исследования глубинных геокриологических условий для решения задач строительства и эксплуатации скважин в зонах ММП.
Для осуществления эффективного контроля за качеством строительства скважин и техническим состоянием эксплуатационных скважин в многолетнемерзлых и низкотемпературных породах используется системный подход. Совместно с Зинченко И.А., Салиховым З.С. и др. нами разработана система контроля технического состояния эксплуатационных скважин в ММП, реализуемая на основе изучения детальных глубинных геокриологических условий и характеристик разрезов ММП и криолитозоны. В результате осуществлен выбор соответствующих мероприятий по предотвращению осложнений, повышению надежности работы крепи в зонах ММП с учетом выявленных конкретных мерзлотных условий на скважинах и кустах согласно СТО Газпром 2-3.2-036-2005.
Для исследования глубинных геокриологических условий на скважинах нами предложено использовать специальный метод обработки стандартного каротажа (МОСК) по скважинам (патент РФ №2292446). Этим методом определялась льдистость, просадочность, кавернозность разреза криолитозоны, а также обводненность пород. При исследовании взаимодействия скважин с ММП в разрезе криолитозоны выделялись как охлажденные породы, талые, таломерзлые, мало - и слабольдистые породы с отсутствием или малым содержанием льда, так и льдистые, сильно-, высокольдистые просадочные (с массовой льдистостью m > 180 - 250 кг/м3) породы, а также льдогрунты, пластовые льды с высоким (более 560 кг/м3) содержанием льда согласно ВРД 39-1.9-015-2000 (ОАО «Газпром»).
Использование в промысловой практике метода «МОСК» позволило провести детальные исследования на газовых и нефтяных месторождениях Крайнего Севера в зонах распространения многолетнемерзлых и низкотемпературных пород со значительной экономией средств и времени без бурения мерзлотных скважин, отбора и исследования керна.
В соответствии с выявленными при исследованиях скважин особенностями строения разреза криолитозоны, свойства пород площади газовых месторождений Крайнего Севера районируются по сложности геокриологических условий.
По результатам исследований нами были построены температурные разрезы криолитозоны по ряду скважин Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения.
В качестве основных параметров, характеризующих геокриологические условия, их сложность на кустах и условия проведения контроля технического состояния скважин в ММП в работе определены:
-глубины залегания подошв ММП и криолитозоны, границы залегания талых пород в толще ММП и отдельных небольших пропластков реликтовых мерзлых пород или газогидратных пород, а также наличие пластовых, жильных льдов;
- суммарные толщины пород в разрезе ММП с различной льдистостью;
- относительные обводненность и мерзлотность разрезов ММП и криолитозоны;
- суммарные толщины кавернозных пород в разрезах ММП и криолитозоны с коэффициентами кавернозности по радиусу Ккав =1,22 – 1,40 (по объему 1,5 – 2,0) и Ккав >1,40 (по объему более 2,0);
- интервалы пород с сужением пробуренного ствола в пластичных таломерзлых, оттаивающих и в обводненных породах, а также их толщина;
- суммарная просадочность Кпм разреза ММП в целом и при двухслойной мерзлоте, а также просадочность отдельно верхнего (современные ММП) и нижнего разрезов ММП (реликтовые);
- наличие поглощающих и газопроявляющих пластов;
- наличие в разрезе криолитозоны термобарически неустойчивых ММП, а также обвалоопасных пород;
- сложность геокриологических условий по скважинам, кустам, в том числе с определением индекса сложности (ИСгу) геокриологических условий и критериев аварийной опасности (начального-КАОн и текущего - КАОт);
- уровни аварийной опасности потери крепью скважины продольной устойчивости в кавернозных, просадочных ММП при их протаивании.
По результатам приведенных в диссертации исследований глубинных геокриологических условий, отмеченные выше параметры рекомендовано учитывать при контроле качества строительства, технического состояния, выборе конструкций скважин.
С использованием метода «МОСК» были выделены мерзлые породы с оценкой их льдистости, таломерзлые, охлажденные и обводненные породы. Для выделения отмеченных типов пород в диссертационной работе используются построенные уточненные зависимости между льдистостью m=f(КЭС) пород и их кажущимися электрическими сопротивлениями (КЭС).
Полученные уточненные зависимости m=f(КЭС) имеют вид:
m=aо+a1КЭС+a2КЭС2, при КЭС А (1)
m=bо+b1КЭС+b2КЭС2, при AКЭС>B (2)
m=cо+c1КЭС+c2КЭС2, при BКЭСC (3)
m=dо (КЭС-D), при DКЭСС (4)
m=0; при КЭСD (5)
где ai,bi,ci,di –уточненные коэффициенты (i = 0,1,2); А, В, С, D – уточненные ограничивающие значения КЭС при А > B > С > D.
По зависимости (1) выделяются льдогрунты и льды, по зависимости (2) льдистые, сильно – и высокольдистые породы, по зависимости (3) малольдистые, слабольдистые и таломерзлые породы, по зависимости (4) талые и охлажденные породы, а по (5) обводненные породы.
Уточненные зависимости m=f(КЭС) получены путем сравнения льдистости, определенной методом МОСК, с льдистостью пород, определенной при отборе керна из специальных мерзлотных скважин, а также с льдистостью пород, выявленной термометрическими методами, по контролю изменения температур бурового раствора на входе – выходе скважины и его расхода при проходке скважин в интервале ММП.
В разделе приводится краткое описание термометрических методов исследования разрезов ММП по замерам температур бурового раствора на входе-выходе скважины в процессе бурения скважин в ММП, а также по данным термометрии при схватывании цемента при цементировании скважин.
C использованием предложенных зависимостей по методу «МОСК» строились детальные диаграммы изменения льдистости «m» (m - суммарная массовая льдистость в кг/м3) по глубине и обобщенные диаграммы по льдистости, кавернозности и обводненности разреза криолитозоны.
Значительная изменчивость глубинных геокриологических условий в пределах площади одного месторождения показала необходимость районирования площадей месторождения по условиям строительства и эксплуатации скважин на них с учетом глубинных геокриологических условий (ГГУ). Районирование площадей с построением картосхем по глубинным геокриологическим условиям является основанием для выбора различных технологий строительства и конструкций эксплуатационных скважин, проведения мероприятий по контролю качества строительства, технического состояния скважин и для разработки районированных с учетом ГГУ рабочих проектов на строительство скважин по площади месторождений.
В проекты разработки месторождения должны включаться построенные по результатам исследований скважин и кустов картосхемы по просадочности разрезов ММП и другим выявленным глубинным мерзлотным условиям, изменяющимся по площади месторождения, по прогнозируемым объемам отсыпки провалов по кустам при оттаивании ММП, а также по критериям аварийной опасности, определяющим уровни аварийной опасности по возможной потере крепью скважины продольной устойчивости в просадочных, кавернозных ММП при протаивании. В качестве примера на рисунках 1 и 2 приведены: картосхема районирования площади Заполярного месторождения по глубинам залегания подошвы ММП и рельефное представление изменения глубинных геокриологических условий по этому месторождению.
Рис.1. Картосхема районирования площади Заполярного НГКМ по глубинам залегания подошвы ММП
Рис. 2. Рельефное представление изменения глубинных геокриологических условий по Заполярному месторождению
По результатам исследований скважин в диссертационной работе построены картосхемы и рельефные представления изменения глубинных геокриологических условий по Заполярному и Ямбургскому месторождениям.
В третьем разделе рассмотрены вопросы контроля качества цементирования скважин в криолитозоне и низкотемпературных породах с использованием усовершенствованного автором метода тепловых источников (МТИ), а также методы контроля технического состояния скважин в криолитозоне.
Отмечаются основные глубинные геокриологические характеристики разреза многолетнемерзлых и низкотемпературных пород на скважинах, которые должны учитываться при контроле качества их цементирования, крепления и технического состояния.
Термометрические методы оценки качества цементирования скважин в интервалах ММП и НП основаны на контроле тепловыделения цемента (qцi) при его гидратации в заколонном пространстве цементируемой колонны по результатам замера температур в скважине. Расчеты на скважинах Заполярного месторождения были проведены как по ранее предложенному методу теплового баланса (МТБ), так и по разработанному методу тепловых источников (МТИ).
При использовании метода МТИ, в отличие от метода МТБ, учитывается изменение температур tцi по радиусу (толщине) цементного кольца и, соответственно, повышается точность в определении qцi и Ккцi.
Окончательная формула для определения удельного тепловыделения цемента по методу «МТИ» имеет вид:
, (6)
где Qvi – объемная плотность источников тепла в цементном кольце, кДж/(м3ч) вычисляют по формуле; Cцi - объемная теплоемкость цемента; кДж/(мчоС); цi - плотность тампонажного материала в заколонном пространстве на исследуемой глубине Hi, кг/м3; ц - время проведения замера температур, отсчитывается с момента после окончания закачки цемента в скважину, ч; tнцi, tц1i - начальные температуры цементного раствора после закачки цемента и замеренная в скважине на момент ц исследования, оС.
Для оценки качества цементирования колонн по методу «МТИ» для разных типов используемых тампонажных материалов в интервалах i, на глубине Нi использовали следующую известную формулу:
(7)
где Ккцi – показатель качества цементирования обсадной колонны в исследуемом интервале i; qпi - предельное тепло гидратации, которое может выделить 1 кг тампонажного материала определенного состава при цементировании при заполнении им всего заколонного пространства на момент (цозц) исследования (обычно принимают qпi=qп при ц12 - 20 ч), кДж/кг.
Определение величин тепловыделения qпi (предельное возможное тепловыделение цемента при гидратации в интервале i) на глубине Нi в процессе твердения цемента проводилось на момент проведения исследования в скважинах по данным высокочувствительной термометрии при схватывании цемента.
При проведении расчетов тепловыделения цемента qцi принималось, что наружный радиус цементного кольца rц2i равен радиусу ствола - каверны rкавi в исследуемом интервале, поэтому при расчетах получалось значение тепловыделения qцI для случая полного заполнения каверн цементом в исследованном интервале. Соответственно, при величине критерия качества цементирования Ккцi > 1,0 - 1,1 считалось, что в интервале произошло поглощение раствора или увеличились каверны в результате размыва, обвала оттаявших пород в процессе спуска или цементирования колонны. При Ккцi<1,0 считалось, что каверны в интервале не полностью заполнены цементом.
При неполном заполнении каверн цементом (Ккцi < 1,0) в исследуемом интервале определялся наружный радиус цементного кольца rцкi. При этом полноту заполнения Пз (в процентах) каверн, заколонного пространства по объему цементом вычисляли по формуле:
, (8)
где rцкi - наружный радиус цементного кольца, rк – наружный радиус цементируемой обсадной колонны, rкав – радиус каверн.
В зависимости от величины Пз в исследованном интервале ствола нами предложено использовать следующие оценки полноты заполнения заколонного пространства цементом: полное заполнение при Пз 80 %; частичное - 40 % Пз < 80 %; одностороннее - 20% Пз < 40 %; следы цемента - Пз < 20 %.
В работе представлены результаты расчетов качества цементирования методами МТБ и МТИ для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм в ММП и низкотемпературных породах по 8 скважинам Заполярного месторождения, проведенные с помощью разработанных нами компьютерных программ. Расчеты по скважинам показали, что МТБ дает верхнюю оценку качества цементирования, а метод МТИ его нижнюю оценку.
Метод тепловых источников позволяет определять качество цементирования при использовании обсадных колонн больших диаметров, а также работает при использовании облегченных тампонажных материалов, где другие методы, например, акустические, малоэффективны.
Однако наш метод не дает оценки сцепления цементного камня с колонной и окружающими породами. В связи с чем, мы рекомендуем использовать метод «МТИ» в комплексе с акустическим методом, что позволит повысить информативность при оценке качества цементирования скважин в ММП.
В данном разделе также рассмотрено влияние глубинных геокриологических условий на возникновение осложнений и техническое состояние скважин при их строительстве и эксплуатации, комплекс работ по его контролю, а также выполняемые мероприятия для повышения надежности работы крепи в ММП и НП.
Определены комплексные параметры - критерии аварийной опасности, учитывающие просадочность и кавернозность пород в криолитозоне и позволяющие оценить опасность потери крепью скважины продольной устойчивости при оттаивании ММП. Предлагается метод определения (патент РФ №2292446) начального критерия аварийной опасности (КАОн) и текущего значения (КАОт), соответственно, до образования вокруг скважины провалов при оттаивании ММП и после отсыпки провалов песком или грунтом. Просадочность и кавернозность разреза ММП являются одними из основных глубинных геокриологических условий на скважине, которые определяют качество ее цементирования и техническое состояние ее крепи по продольной устойчивости при оттаивании ММП.
Построенные картосхемы по изменению просадочности и КАОн, по скважинам Заполярного и Ямбургского месторождений позволили оценить опасность потери крепью скважины продольной устойчивости при оттаивании ММП.
По скважинам в многолетнемерзлых и низкотемпературных породах нами предложено выделять шесть уровней аварийной опасности по потере крепью скважины продольной устойчивости при оттаивании ММП.
При КАОн более 0,50 должен осуществляться особо тщательный контроль за возникновением провалов вокруг скважин, за их своевременной отсыпкой, за просадкой колонн при оттаивании ММП, а также при снижении устьевого давления и приниматься меры по повышению продольной устойчивости крепи скважины приведенный в СТО Газпром 2-3.2-036-2005.
В разделе также представлен комплекс технико-технологических решений по повышению продольной устойчивости крепи скважин в ММП.
Одно из решений предусматривает для повышения продольной устойчивости расширять ствол скважин в верхнем просадочном, кавернозном разрезе ММП, прилегающем к поверхности, с обеспечением наружного радиуса Rцн цементного кольца более Rцmin, где Rцmin уточненный автором наружный радиус, при котором крепь скважины выдерживает минимальные критические нагрузки Ркр по продольной устойчивости. В разделе дается метод определения Rцmin и рассчитывается необходимая величина Rцн>Rцmin для обеспечения продольной устойчивости крепи скважины с учетом снижения устьевого давления и, соответственно, повышения нагрузки действующей на крепь.
В четвертом разделе рассмотрен вопрос выбора расстояний между кустовыми эксплуатационными скважинами в зонах ММП.
Для обеспечения безопасности строительства и надежности эксплуатации кустовых эксплуатационных газовых (нефтяных) скважин и повышения эффективности разбуривания месторождений большое значение имеет определение расстояний между устьями скважин.
На практике разбуривание кустов с добывающими нетеплоизолированными и теплоизолированными скважинами на нефтяных и газовых месторождениях производится при расстояниях S между их устьями 20 – 80 м. При освоении газовых месторождений Ямала рассматривались варианты с использованием теплоизолированных конструкций скважин с их размещением на кустах при S=15-30 м, что позволит снизить затраты на строительство и эксплуатацию скважин при разработке месторождений.
Выбор расстояний между кустовыми скважинами определяется тепловременными режимами работы скважин, необходимостью предотвращения смыкания ореолов протаивания ММП соседних скважин в течении длительного срока их эксплуатации. В настоящее время для решения задач по прогнозированию протаивания ММП вокруг кустовых скважин используются численные методы проведения расчетов на двухмерных моделях.
В работе же впервые представлена разработанная специальная методика расчета радиусов протаивания вокруг кустовых скважин, времени начала протаивания ММП и смыкания ореолов протаивания вокруг них с использованием квазистационарной модели.
Предложенная методика позволяет проводить расчеты теплового взаимодействия кустовых скважин, как в случае температуры tм мерзлых пород равной температуре фазового перехода tм=tф, так и при tм<tф, что не позволяет существующая методика, представленная в ВРД 39-1.9-015-2000 (ОАО «Газпром»).
Для определения радиусов протаивания ММП вокруг скважин используется известная из ВРД 39-1.9-015-2000 зависимость ф = f() - времени фазового перехода, протаивания ММП вокруг скважины от радиуса протаивания () без учета тепла нагрева талой и мерзлой зон. С учетом ф = f() определяется зависимость времени протаивания тi= f(i) (где i = 0,1,2 и 0,1,2 – радиусы протаивания вокруг одиночной и первой, второй соседних кустовых скважин) при смыкании ореолов протаивания (момент смыкания тi=со) вокруг скважин с учетом суммарного тепла Qнтi, пошедшего на нагрев пород талой зоны и утечек тепла Qутi в мерзлую зону при нагреве мерзлых пород. Зависимость тi= f(i) определяется методом соотношения тепловых потоков (СТП) с учетом тепла Qфi, Qнтi, Qутi по формулам:
(9)
где тi – суммарное время протаивания ММП, равное, например, тi = со вокруг скважины до радиуса i, нтi – время, пошедшее на нагрев талых пород в талой зоне, утi – время, пошедшее на нагрев мерзлых пород с учетом утечек тепла в мерзлую зону, ·m – удельное тепло фазового перехода лед-вода (=334 кДж/кг), кДж/м3; rцi - наружный радиус цементного кольца за колонной, перекрывающей ММП.
Для расчета радиусов i и построения конфигурации зон протаивания вокруг кустовых скважин в работе использованы следующие, упрощенные по сравнению с существующими, формулы для одиночных и кустовых скважин:
, (10)
, (11)
, (12)
, (13)
где U с – линейное термическое сопротивление конструкции скважины; m – массовая льдистость кг/м3; tм, tф – начальные температуры мерзлых пород и фазового перехода; Ст, См - объемные теплоемкости талых, мерзлых пород; т, м – коэффициенты теплопроводности талых и мерзлых пород; эмпирический коэффициент, принимающий значение 1 при tм =-0,5-1,0оС или 1,5 при tм<-1,0 oC.
При этом по формулам (9-13) определяются ут, т для одиночных скважин при tмtф или радиусов смыкания ореолов протаивания на кустовых скважинах при условии tм= tф и Qут=0.
При проведении расчетов по кустовым скважинам принимается расстояние между кустовыми скважинами S равное S = 1 +2, где 1, 2- радиусы протаивания ММП на момент смыкании ореолов протаивания соседних скважин на ближайшем расстоянии S, соединяющем скважины. В приложении 1 диссертации представлена также методика расчета радиусов 1, 2 протаивания на кустовых скважинах до смыкания ореолов протаивания.
Соседние нетеплоизолированные или теплоизолированные скважины в кусте могут иметь различные или равные термические сопротивления их конструкций (U1, U2), а также могут эксплуатироваться при одинаковых или различных тепловременных режимах, которые определяются: термическими сопротивлениями, температурами флюида (газа, нефти) внутри скважин, временем пуска скважин в работу, а также продолжительностью их эксплуатации.
При одинаковых термических сопротивлениях U1=U2 конструкций скважин и тепловременных режимах их работы принимаем т1 =т2 и 1 = 2.
При использовании предложенной нами методики при определении времени см = т смыкания ореолов протаивания по соседним скважинам принимается, что см = т1т2, а значения ф1, ф2, Qнт1, Qнт2 определяются согласно ВРД 39-1.9-015-2000 или по предложенным формулам (10, 11). При этом расчет утечек тепла Qутi = Qнмi и утi = нмi для кустовых скважин при определении времени см и радиусов 1, 2 смыкания ореолов протаивания предлагается проводить по следующей предложенной нами формуле для рассматриваемого случая:
(14)
При расчете смыкания ореолов протаивания вокруг кустовых скважин радиусы смыкания ореолов протаивания принимаются 12 и 1*2*, где последние - указанные радиусы смыкания зон протаивания определяются при росте толщины Н>0 щели протаивания вокруг скважин, а отмеченные радиусы по кустовым скважинам равны при равных и различны при различных тепловременных режимах эксплуатации скважин.
Радиусы смыкания при первоначальном соединении (смыкании) талых зон вокруг соседних скважин при Н=0 определяются как 1+2=S. При дальнейшем протаивании ММП после соприкосновения фронтов протаивания вокруг скважин и при росте толщины Н>0 щели между сомкнувшимися талыми зонами радиусы протаивания определяются как 1*+2*=S*S.
Разработанная нами методика позволяет проводить расчеты соответствующих параметров без использования численных методов, обеспечивая при этом необходимую точность инженерных расчетов.
В разделе также предложена новая методика расчета времени ок1, ок2 начала протаивания ММП на соседних кустовых скважинах. Выполненное сравнение результатов определения ок1, ок2 по предложенной методике и методике определения ок1, ок2 согласно ВРД 39-1.9-015-2000 показало, что расчет окi, предложенный в работе дает нижнюю оценку окi.
Разработанные методики рекомендуются для выбора теплоизоляции (термического сопротивления U сi) конструкций, расстояний между скважинами в кусте и проведения контроля за тепловыми режимами работы добывающих скважин.
В пятом разделе рассмотрены вопросы, связанные с теплоизоляцией конструкций эксплуатационных скважин в зонах ММП с использованием теплоизолированного направления, кондуктора, основные теплотехнические требования к теплоизоляции конструкций скважин и методы расчета тепловых режимов при испытании, отработке теплоизолированных скважин с контролем качества теплоизоляции, термического сопротивления их конструкций.
Теплоизоляция конструкций эксплуатационных скважин используется для предотвращения осложнений, связанных с растеплением ММП и обратным промерзанием, а также для поддержания проектных эффективных тепловых режимов работы добывающих скважин.
Согласно СТО Газпром 2-3.2-248-2008, разработанному с участием автора, при теплоизоляции конструкций скважин в ММП рекомендовано применять пассивную теплоизоляцию с использованием облегченных обсадных труб (ТОТ) с полимерной трубой-оболочкой, закрывающей теплоизоляцию.
В разделе рассмотрены теплотехнические параметры и характеристики предлагаемых теплоизолированных облегченных обсадных труб.
Для контроля качества строительства скважин в ММП с обеспечением повышенного термического сопротивления Uc предложено выделять два типа скважин по термическому сопротивлению, а именно нетеплоизолированные и теплоизолированные, а также категории скважин, отличающихся по величине Uc (табл.1).
В работе представлен разработанный метод контроля за теплоизолирующей способностью конструкций скважин по результатам замеров температур в термометрических трубках, спускаемых за наружной обсадной колонной (кондуктор, направление), перекрывающей ММП с определением Uc.
При проектировании тепловых режимов работы добывающих скважин необходимо проводить расчеты изменения температуры нефти и газа в скважинах с определением устьевой температуры.
Таблица 1 - Классификация скважин по термическому
сопротивлению их конструкций
| Тип скважин | Нетеплоизолированная | Теплоизолированная | |
| Характеристика по Uc, м·оС /Вт | < 0,6 | 0,6 | |
| Категории скважин, отличающиеся по величине Uc, м·оС /Вт |
низкое среднее высокое | 0,60-1,5 1,5-3,0 3,0-5,0 низкое среднее высокое |
Для выполнения расчетов тепловых режимов при испытании и отработке разведочных и добывающих скважин в разделе представлена предложенная автором приближенная аналитическая методика расчета температуры флюида (нефти, газа) в скважине, в том числе с учетом дросселирования газа. Особенность разработанной методики заключается в учете изменения теплопередачи от скважины в породы, в том числе в многолетнемерзлые, от длительности испытания и изменения геотермического градиента.
Полученные результаты по исследованию тепловых режимов скважин позволяют оценить изменения температур флюида c учетом длительности их испытания, отработки и могут быть использованы при выборе теплоизоляции скважин в зонах ММП, глубин спуска теплоизолированных труб и тепловых режимов работы скважин, что позволяет, например, повысить дебит нефти.
В шестом разделе приводятся результаты промысловой отработки и использования разработанных методов на месторождениях Крайнего Севера.
Результаты промысловой отработки и использования предложенных методов приводятся на примере работ выполненных на Ямбургском и Заполярном месторождениях.
По результатам исследований глубинных геокриологических условий (ГГУ) на Заполярном, Ямбургском газовых месторождениях в 2005 – 2008 гг. подготовлены Альбомы мерзлотных и тепловых условий, а также «Каталог обобщенных данных по ГГУ на скважинах Заполярного и Ямбургского месторождения» - 2008 г.
В подготовленном в 2008 г. «Каталоге обобщенных данных по ГГУ на скважинах Заполярного и Ямбургского месторождений» представлены геокриологические данные по 264 скважинам, в том числе по 209 скважинам, исследованным автором, а также построенные по результатам исследований картосхемы и их рельефные изображения по месторождениям.
С учетом результатов исследований, выполненных методом обработки данных стандартного каротажа (МОСК) и разработанного термометрического метода исследования разрезов получены патенты РФ №2292446 и № 2329370.
По разработанному способу оформлен Акт использования патента №2292446 РФ в ООО «Ямбурггаздобыча» по результатам исследования более чем ста шестидесяти скважин на Заполярном и Ямбургском месторождениях в 2005 –2007 годах, а также рассчитан экономический эффект использования изобретения в 2007 г. на 55 скважинах. Отмеченные материалы представлены в приложении 2 к диссертации.
Термометрические исследования с определением глубины залегания подошвы ММП проведены на 10 скважинах Заполярного месторождения.
По всем исследованным эксплуатационным скважинам Заполярного и Ямбургского месторождений определены значения критериев и уровней аварийной опасности, а также для прогноза опасности потери крепью скважин продольной устойчивости при протаивании просадочных, кавернозных ММП построены картосхемы по изменению значений критерия аварийной опасности по площади этих месторождений.
При наличии пластовых, жильных льдов в верхнем высокольдистом интервале рекомендовано использовать облегченные теплоизолированные обсадные трубы (направление и кондуктор). Соответствующие рекомендации, вошли в СТО Газпром 2-3.2-248-2008, утвержденные в ОАО «Газпром», который был разработан с участием автора.
Предложенная методика определения времени смыкания ореолов протаивания ММП вокруг соседних кустовых скважин (нетеплоизолированных и теплоизолированных) и выбор расстояний между ними для предотвращения их смыкания на длительный период их эксплуатации (30 лет и более) включена в СТО Газпром 2-3.2-248-2008.
Для повышения продольной устойчивости крепи скважины при оттаивании ММП предложена технология строительства скважин с расширением ствола в верхнем просадочном, кавернозном разрезе ММП и увеличением толщины цементного кольца, в том числе с учетом значительного снижения пластового и, соответственно, устьевого давления добываемого флюида (газа, нефти) и возрастающих нагрузках на крепь.
С учетом разработанных методов контроля за техническим состоянием скважин в ММП и выполненных на скважинах Заполярного и Ямбургского месторождений исследований глубинных геокриологических условий проведена оценка состояния крепи более чем двухсот добывающих скважин по продольной устойчивости при оттаивании ММП, а также качества цементирования обсадных колонн в ММП по данным термометрии на 8 скважинах.
Основные выводы и рекомендации:
1. Разработанный метод обработки стандартного каротажа (МОСК) позволяет оперативно исследовать глубинные геокриологические условия на скважинах без отбора и исследования керна.
2. Для выбора различных технологий строительства, конструкций эксплуатационных скважин, а также для проведения соответствующих мероприятий по контролю за качеством строительства и техническим состоянием скважин построены картосхемы и рельефные изображения изменения глубинных геокриологических условий по площади месторождений.
3. Разработанный термометрический метод доисследования разрезов ММП и низкотемпературных пород позволяет выделять талые, мерзлые породы, границы их залегания, в том числе, подошву толщи ММП.
4. Усовершенствованный метод тепловых источников (МТИ) оценки качества цементирования в комплексе с акустическим методом позволяет повысить информативность контроля качества цементирования на скважинах в зонах ММП и НП.
5. Разработаны метод определения устойчивости крепи скважин в ММП при их оттаивании с обоснованием и определением критерия, уровня аварийной опасности и способ повышения продольной устойчивости крепи с определением толщины наружного цементного кольца.
6. Разработанный метод расчета времени начала протаивания ММП вокруг кустовых скважин, радиусов протаивания ММП, времени смыкания ореолов протаивания позволяет выбрать расстояния между эксплуатационными скважинами в кусте.
7. Установлены теплотехнические требования к теплоизоляции конструкций скважин в ММП с использованием теплоизолированных обсадных колонн и разработана методика контроля качества теплоизоляции, термического сопротивления по замерам температур на скважинах.
8. Разработан метод расчета температур потока флюида в скважине на вертикальных и наклонных участках при изменяющихся термических сопротивлениях конструкции по глубине.
9. Практическое использование метода обработки стандартного каротажа (МОСК) подтверждается Актом об использовании изобретения по патенту РФ №2292446, утвержденным генеральным директором ООО «Ямбурггаздобыча» О.П. Андреевым. Суммарный расчетный экономический эффект, рассчитанный по 55 скважинам, исследованным в 2007 г., составил более 22 млн.руб.
Основные результаты исследований по теме диссертации опубликованы в следующих работах:
1. Полозков К.А. Исследование глубинных геокриологических условий для решения задач разработки месторождений в зонах многолетнемерзлых пород [Текст]/К.А. Полозков // Тез. докл. Седьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности». М.:РГУ, 2007. - С.47.
2. Полозков К.А. Выбор расстояний между кустовыми эксплуатационными скважинами в зонах ММП [Текст]/К.А. Полозков//. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №3, 2008.- С.21-29.
3. Полозков К.А. Особенности учета дополнительных нагрузок действующих на конструкцию скважин при снижении давления на устье и выбора наружного радиуса цементного кольца для повышения продольной устойчивости конструкций скважин в криолитозоне [Текст]/ К.А. Полозков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 1, 2009. - С.47 – 51.
4. Салихов З.С. Исследование и учет влияния глубинных геокриологических условий на техническое состояние добывающих скважин в многолетнемерзлых породах при оттаивании [Текст] / З.С. Салихов, И.А. Зинченко, А.В.Полозков, А.В. Орлов, А.Г. Потапов, П.И. Гафтуняк, Н.В. Подгорнова, К.А. Полозков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 8, 2006. - С.8 - 22.
5. Полозков А.В. Оценка качества цементирования скважин в мерзлых и низкотемпературных породах по данным термометрии [Текст]/ А.В. Полозков, П.И. Гафтуняк, З.С. Салихов, И.А. Зинченко, А.В Орлов, К.А. Полозков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 8, 2007. - С.47 – 51.
6. Полозков А.В. Исследование тепловых режимов при испытании, отработке разведочных, добывающих скважин в условиях многолетнемерзлых пород [Текст]/ А.В. Полозков, В.Ю. Близнюков, К.А. Полозков, И.А. Зинченко, А.В. Орлов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 7, 2008. - С.15 – 21.
7. Полозков А.В.Теплоизоляция конструкций эксплуатационных скважин в зонах многолетнемерзлых пород [Текст]/А.В.Полозков, В.Ю. Близнюков, К.А. Полозков, П.И. Гафтуняк, З.С. Салихов, И.А. Зинченко, А.В. Орлов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 6, 2008. - С.2 – 5.
8. Полозков А.В. Особенности исследования глубинных геокриологических условий на месторождениях Крайнего севера [Текст]/ А.В. Полозков, И.А. Зинченко, А.В. Орлов, А.Г. Потапов, П.И. Гафтуняк, К.А. Полозков // Тезисы доклада WGRR «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения», М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2007. -С.126-127.
9. Полозков К.А. Геокриологические исследования на скважинах при их строительстве и выбор расстояний между кустовыми скважинами в зонах ММП [Текст]/ К.А. Полозков, В.Ю. Близнюков, А.В. Полозков, А.В. Орлов // Доклады Научно-технической конференция преподавателей и сотрудников УГТУ в рамках IV Северное измерение глобальных проблем: первые итоги Международного полярного года и Неделя арктической науки. Ухта: УГТУ, 2008. -С.142 – 148.
10. Полозков А.В. Исследования глубинных геокриологических условий на месторождениях и методика выбора расстояний между кустовыми скважинами в зоне ММП [Текст] / А.В. Полозков, А.Г. Потапов, Л.П. Бабичева, К.А. Полозков, З.С. Салихов, И.А. Зинченко, А.В. Орлов, Н.В. Подгорнова // Сборник научных трудов. 60 лет ВНИИГАЗ. «Вопросы строительства, эксплуатации и капитального ремонта скважин». М.: ОАО «Газпром», ООО «ВНИИГАЗ», 2008.-С.13-25.
11. Полозков К.А. Расчет тепловых режимов при испытании теплоизолированных скважин в низкотемпературных породах с учетом эффекта дросселирования газа [Текст] / К.А. Полозков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №4, 2009.- С.31-35.
12. Патент РФ №2292446. Способ контроля технического состояния скважин в многолетнемерзлых породах / З.С. Салихов, И.А. Зинченко, А.В. Полозков, А.Г. Потапов, А.В. Рудницкий, В.И. Чернухин, Л.М. Якушин, К.А. Полозков. 21.09.2005; Опубл. 27.01.2007, БИ №3..
13. Патент РФ № 2329370. Способ определения границ залегания многолетнемерзлых пород / И.А. Зинченко, З.С. Салихов, А.В. Полозков, А.В. Орлов, П.И. Гафтуняк, В.П. Филиппов, А.Г. Потапов, К.А. Полозков, А.В. Сутырин. 07.11.2006; Опубл. 20.07.2008, БИ № 20.
14. Патент РФ № 2338054. Способ повышения продольной устойчивости конструкции скважины в многолетнемерзлых породах / З.С. Салихов, И.А. Зинченко, А.В. Полозков, А.Г. Потапов, А.В. Орлов, К.С. Басниев, П.И. Гафтуняк, К.А. Полозков, А.В. Сутырин, Л.П. Бабичева. 21.03.2007; Опубл. 10.11.08, БИ №31.
