Способ герметизации заколонных пространств обсадных колонн скважин в условиях распространения низкотемпературных пород

Изобретение относится к области проведения геологоразведочных работ и последующей разработки месторождений полезных ископаемых, в частности месторождений нефти и газа в условиях распространения низкотемпературных пород. Для осуществления способа герметизации заколонных пространств обсадных колонн скважин в условиях распространения низкотемпературных пород (НП) проводят геофизические работы, в том числе сейсморазведку, электроразведку, термометрию, по результатам интерпретации которых определяют строение разреза НП, в том числе положение кровли и подошвы газогидратных пород (ГГП). Бурят скважины с установкой обсадных и лифтовых колонн до проектной глубины. Бурение под кондуктор осуществляют до глубины, обеспечивающей перекрытия толщи НП не менее чем на 20-40 м с заглублением башмака кондуктора в устойчивые породы. В приустьевой зоне скважины устанавливают теплоизолированное направление, перекрывая интервал многолетнемерзлых пород (ММП). Вокруг устья скважины устанавливают сезоннодействующие охлаждающие устройства (СОУ), скважину оборудуют термометрическим оптоволоконным кабелем, спускаемым за обсадными колоннами и за лифтовой колонной. В заколонном пространстве за направлением, кондуктором и эксплуатационной цементируемой колонной в интервалах НП создают в цементном кольце вначале термобарические условия его схватывания, а затем промораживания и гидратации в приустьевой зоне и на глубине. Достигается технический результат – повышение герметичности окружающих скважину пород, за счет обеспечения условия загидрачивания каналов при возможной фильтрации газа к устью в заколонном пространстве. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области проведения геологоразведочных работ и последующей разработки месторождений полезных ископаемых, в частности месторождений нефти и газа в условиях распространения низкотемпературных пород (НП), к которым относятся многолетнемерзлые - ММП, газогидратные - ГГП и талые породы - ТП. НП отличаются такими опасными явлениям как газопроявления через породы в затрубном пространстве в связи с их протаиванием и разложением газогидратов с выделением углеводородных газов, а также углеводородных газов из затрубного пространства нижних секций скважин.

Существуют различные способы герметизации заколонных зацементированных пространств скважин от проникновения газа к устью, в том числе с установкой заколонного пакера, цементных мостов над газопроявляющими породами. Однако, эти методы не всегда являются эффективными.

В северных условиях в зонах ММП на эксплуатационных скважинах используют пассивную и активную теплоизоляцию, том числе с использованием теплоизолированных лифтовой и обсадной колонн для обеспечения надежной и эффективной работы нефтяных и газовых эксплуатационных скважин.

Наиболее близким к предлагаемому является способ оценки качества крепления скважин в интервалах ММП-НП патент РФ №2085727. Кл. Е21В 47/00. Опубликован 27.07.1997, включающий измерение температуры в скважине в процессе затвердевания цемента. Способ также позволяет определить предельное суммарное количество тепла гидратации, которое выделяет 1 кг тампонажного раствора при заполнении заколонного за теплоизолированной обсадной колонной (ТОК) пространства в разные моменты времени при затвердевании цемента. Недостатком указанного способа является отсутствие необходимого контроля при замере температур как непосредственно внутри ТОК, так и в цементном ее кольце, что не позволяет контролировать также проникновение газогидратного газа в цементируемое заколонное пространство.

Предлагаемый способ герметизации заколонных пространств обсадных колонн скважин в условиях распространения низкотемпературных пород (НП) включает проведение геофизических работ (сейсморазведку, электроразведку, термометрию), по результатам интерпретации которых определяют строение разреза НП, в т.ч. положение кровли и подошвы ГТП, и бурение скважин с установкой обсадных и лифтовых колонн до проектной глубины. Уменьшение передачи тепла от добываемого на скважине газа (флюида) в заколонное герметизируемое пространство добывающей скважины обеспечивают за счет ее теплоизоляции лифтовой теплоизолированной трубой (ЛТТ) и теплоизолированной направляющей (ТН), поддержания соответствующего дебита (рассчитанного с учетом возможной теплоотдачи) скважины и поддержания или/и создания температур в заколонных пространствах обсадных колонн, близких к температурам окружающих мерзлых и низкотемпературных пород, как за счет выбора теплоизоляции лифтовой, а также наружной обсадной колонны и уменьшения при этом передачи тепла от потока газа в крепь скважины и за счет интенсификации охлаждения этих пространств окружающими ММП, а также сезоннодействующими охлаждающими устройствами (СОУ), устанавливаемыми в окружающих НП, например, в приустьевой зоне.

В интервале залегания газогидратных пластов газогидратный газ при оттаивании ГТП может проникать в заколонное пространство, например, за кондуктором, а также за обсадной эксплуатационной цементируемой колонной, и это при его переходе в газогидратное состояние (загидрачивание) приводит к герметизации крепи в результате заполнения газогидратами негеметичных участков в цементных кольцах за обсадными колоннами, в том числе за кондуктором и эксплуатационной цементируемой колонной.

Загидрачивание при создании условий образования газогидратов в заколонных пространствах, позволяет предотвратить поступление газа по цементируемым пространствам из газопроявляющих пластов, например, залегающих в криолитозоне КЛЗ (в талых породах ТП) ниже подошвы ММП, а также из пород - газовых коллекторов, залегающих глубже подошвы НП, в которых температуры, например, незначительно выше 0°С и в них могут также при определенных термобарических условиях в заколонных пространствах стабильно существовать газогидраты. Способы по выявлению таких зон, с возможными стабильными условиями существования газогидратов, представлены, например, в работах [1, 2 и др.].

К низкотемпературным породам относят породы, как содержащие лед (льдистые ММП), так и газогидратные породы - ГГП и талые породы - ТП, не содержащие лед, но в которых термобарические условия обеспечивают возможность стабильного существования газогидратов.

Техническим результатом, на достижение которого направлен предлагаемый способ герметизации, является повышение эффективности борьбы с заколонными газопроявлениями и обеспечение герметизации крепи скважин в интервалах залегания НП, в том числе и НП в заколонных зацементированных пространствах за счет обеспечения в них термобарических условий гидратообразования, в т.ч. за счет использования сезоннодействующих охлаждающих устройств (СОУ), устанавливаемых в этих зонах, например, за направлением, а также вблизи подошвы ММП. Также поддержанию условий гидратообразования и льдообразования способствует теплоизоляция в конструкции добывающих скважин, применение которой способствует сохранению отрицательных температур окружающих скважину пород, что позволяет предотвратить переток газа по заколонным пространствам к устью.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где показана конструкция эксплуатационной скважины в условиях НП и результаты герметизации некачественно зацементированных заколонных пространств за обсадными колоннами газогидратами, образующимися при определенных тепловых режимах эксплуатации скважины.

На фиг. 1 обозначены следующие позиции:

1 - нетеплоизолированная лифтовая колонна; 2 - теплоизолированная в верхней зоне секция лифтовой колонны, перекрывающая НП; 3 - эксплуатационная цементируемая колонна; 4 - кондуктор, перекрывающий НП; 5 - колонная головка скважины; 6 - устьевое направление; 7 - теплоизоляция устьевого направления; 8 - оптоволоконный термометрический кабель, спускаемый за направлением и кондуктором (им может оборудоваться и эксплуатационная цементируемая колонна); 9 - СОУ, устанавливаемые за направлением; 10 - радиатор СОУ на поверхности; 11 - манометры; 12 - клинья льда, образующиеся вблизи поверхности при промерзании; 13 - пластовые льды вблизи поверхности в приустьевой зоне; 14 - подошва льдистых ММП, прилегающих к поверхности; 15 - ГГП на глубине; 16 - нулевая изотерма на глубине - подошва НП; 17 - газогидратный пласт в талых породах на глубине; 18 - продуктивный газовый пласт на глубине; 19 - добываемый газ по лифтовой колоне; 20-23 - заколонные газопроявления; 24 - цементные кольца за обсадными колоннами, герметизирующие крепь, в которых образуются заколонные газогидратные пробки.

В способе технический результат достигается за счет того, что перед началом бурения выполняют электроразведочные и сейсморазведочные работы, а также термометрию, определяют структуру низкотемпературных пород, положение подошвы льдистых пород 14, кровли и подошвы газогидратных пород 15, 17, а бурение под кондуктор 4 осуществляют до глубины, обеспечивающей перекрытие толщи НП не менее чем на 20-40 м с заглублением башмака кондуктора 4 в устойчивые породы, например, глинистые. Далее в приустьевой зоне скважины устанавливают устьевое направление 6, перекрывая интервал ММП, вокруг устья скважины устанавливают сезоннодействующие охлаждающие устройства (СОУ) 9, и осуществляют выбор теплоизоляции скважины с таким расчетом, чтобы в заколонных пространствах при фиксируемых заколонных давлениях газа, проникающего по цементным кольцам 24 к устью, на определенных глубинах поддерживать термобарические условия гидратообразования, с учетом температуры добываемого газа 19 и, таким образом, обеспечивать на этих глубинах «дополнительную» надежную герметизацию заколонных зацементированных пространств образующимися газогидратами, герметизирующими фильтрационные каналы с заколонными газопроявлениями 20, 21, 22, 23, а за устьевым направлением 6 с теплоизоляцией 7 образующимся также льдом 12, 13, что предотвращает выход газа по заколонным пространствам скважины и прилегающим талым породам к ее устью. Кроме того, скважину оборудуют термометрическими оптоволоконными устройствами, например, спускаемым оптоволоконным термометрическим кабелем 8 за обсадными колоннами и за теплоизолированной секцией лифтовой колонны 2, при этом в заколонном пространстве за направлением 6, кондуктором 4 и эксплуатационной цементируемой колонной 3 в интервалах НП вначале создают термобарические условия схватывания, а затем промораживания и гидратации в приустьевой зоне и на глубине, что обеспечивает условия загидрачивания каналов при возможной фильтрации газа к устью в заколонном пространстве и, соответственно, герметичность окружающих скважину пород в интервалах НП при испытаниях и отработке скважин, в том числе и при последующей их эксплуатации.

Для контроля давления за эксплуатационной цементируемой колонной 3 на колонной головке 5 устанавливают манометры 11.

В процессе строительства на скважине устанавливают лифтовую колонну, имеющую теплоизолированную секцию в верхней части 2 и снижающую тепловой поток в окружающие НП, затем определяют термическое сопротивление теплоизоляции этой секции и наружных колонн (направление 6, кондуктор 4), перекрывающих верхний разрез ММП-ГГП и ТП, определяют также температуры пород, окружающих скважину, дебиты скважины и температуры добываемого флюида (газа, нефти) 19, отбираемого по теплоизолированной секции лифтовой колоны 2 из продуктивного газового пласта 18 на глубине, и обеспечивают поддержание в заколонном пространстве скважины термобарических условий гидратообразования для герметизации крепи скважины как на глубине, так и в приустьевой зоне.

В дальнейшем контроль за поддержанием на соответствующих глубинах температур в заколонных пространствах, не выше равновесных температур гидратообразования, осуществляют за счет поддерживания теплового режима работы скважины, эффективных термобарических условий эксплуатации скважины с учетом дебита и температуры газа 19, в том числе теплоизоляции устьевого направления 7 и теплоизолированной секции лифтовой колонны 2, а процесс герметизации заколонного пространства обеспечивают по контролю давлений в заколонных пространствах, которые не должны быть избыточными и не должны превышать допустимых величин, в том числе и при длительных простоях скважин в условиях НП.

Кроме того, для снижения теплового воздействия на НП в процессе бурения скважины газогидратные пласты 15, 17 вскрывают и перекрывают цементными кольцами 24 при температуре бурового раствора не выше -1.0…-2,0°С. Аналогичные требования предъявляют и к тампонажным растворам.

Также при проходке - бурении ствола в условиях наличия в разрезе ГТП 15, 17 и происходящих поглощениях бурового раствора не допускают его задавку теплым буровым раствором (выше температуры гидратообразования в данных пластовых условиях).

Сезоннодействующие охлаждающие устройства (СОУ) 9, охлаждают окружающие ММП 12, 13 до определенных температур с учетом теплоизоляции скважин, что предотвращает их протаивание в летний период.

Работа СОУ сезонная и они работают в зимний период за счет температуры окружающего зимнего воздуха, который через теплообменник СОУ охлаждает теплоноситель внутри СОУ, и теплоноситель, размещенный внутри СОУ, стекает по стенке трубки СОУ и передающий холод в окружающие СОУ породы. СОУ в летний период не работают и породы в этот период нагреваются теплом идущим от добывающей скважины.

Конструкция теплоизолированной добывающей скважины включает лифтовую колонну, в верхней части состоящую из теплоизолированной двустенной секции 2 с размещением в ней теплоизоляции, а также обсадные колонны: эксплуатационную 3, кондуктор 4 и направление 6. Все обсадные колонны жестко соединяются в единую систему колонной головкой 5.

По лифтовой колонне 1 отбирают газ 19. Верхние неустойчивые породы в рассматриваемом примере перекрываются нетеплоизолированным кондуктором, а многолетнемерзлые породы (ММП), прилегающие к поверхности перекрываются устьевым направлением 6, включающим теплоизоляцию 7. Продуктивный газовый пласт 18, из которого добывается газ 19 по лифтовой колонне 1, перекрывается эксплуатационной цементируемой колонной 3.

Обсадные колонны на скважине цементируются. За кондуктором 4 и устьевым направлением 6 в верхней их части используют специальный арктический цемент, включающий теплоизолирующие добавки для повышения теплоизолирующей способности конструкции скважины. В устьевой зоне на колонной головке устанавливаются манометры 11 для замера давления газа, проникающего по зацементированным заколонным пространствам обсадных колонн к устью, и устьевые термометром, фиксирующим температуру добываемого газа на устье.

В заколонных пространствах за теплоизолированным направлением 6, перекрывающим ММП и за кондуктором 4, устанавливают оптоволоконный термометрический кабель 8, а данные по замеренным с помощью кабеля температурам на скважине фиксируют на устье регистратором термометрического измерительного устройства (ТИУ) (на рисунке не показан).

Газ в негерметичное цементное кольцо заколонного пространства может поступать как из продуктивного пласта 18, так и из верхних газогидратных пластов 15, 17 или из пластов, содержащих свободный газ, которые на данной скважине не разрабатываются (газ из них на данной скважине не добывают).

При негерметичности заколонных пространств газ из верхних газогидратных пластов 15, 17 и продуктивного пласта 18 может поступать в эти пространства и фильтроваться к устью по негерметичным заколонным пространствам.

Цементные кольца 24 за обсадными колоннами в ряде случаев, при нарушениях технологии крепления колонн и цементирования этих колонн, могут быть негерметичными, в том числе при интенсивных неконтролируемых газопроявлениях из газовых пластов, и газ может проникать к устью по негерметичным заколонным пространствам, что фиксируется манометрами 11. При этом на устье газопроявления фиксируются в виде повышения давления, значительно превышающего атмосферное или допустимые давления в заколонных пространствах, установленных нормативными документами по эксплуатации скважин.

В заколонных пространствах часто отмечается, по технологическим причинам, недостаточно полное заполнение заколонного пространства цементом, а в цементном кольце образуются трещины (фильтрационные каналы, проницаемые для газа) и зазоры за ним на контакте с окружающими породами, по которым возникают заколонные газопроявления 20, 21, 22, 23 с продвижением газа к поверхности.

При использовании теплоизоляции и с учетом поддерживаемых термобарических условий на скважинах в заколонных пространствах образуются газогидратные пробки за кондуктором, эксплуатационной цементируемой колонной и за устьевым направлением, которые позволяют герметизировать образующими газогидратами заколонные пространства и предотвратить осложнения, связанные с проникновением газа к устью.

В расчетных примерах герметизации зацементированных заколонных пространств на скважинах при образовании в них газогидратов рассмотрим образование газогидратных герметизирующих пробок в этих пространствах, а именно, случаи образования пробок как за теплоизолированными внутренними колоннами, например, в случае наличия только одной внутренней теплоизолированной колонны, а именно - лифтовой (интервал А), а также в случае, когда пробка образуется за наружной теплоизолированной колонной (интервал В), а именно, за направлением и в этом случае в конструкции присутствует также внутренняя теплоизолированная лифтовая колонна.

Обеспечение герметичности заколонных пространств при интенсивных заколонных газопроявлениях достигается на скважинах за счет теплоизоляции их конструкций в зонах ММП и низкотемпературных пород и образования в заколонных пространствах газогидратов, изолирующих проницаемые для газа каналы в этих некачественно зацементированных пространствах, что достигается за счет осуществления контроля за поддержанием в заколонных пространствах термобарических условий возникновения и длительного существования гидратов в течении всего срока эксплуатации скважин.

Выявление условий, обеспечивающих стабильное существавание газогидратов в заколонных пространствах осуществляется за счет использования глубинных термометрических устройств на скважинах и контроля величин заколонных давлений на устье скважин.

Определение по способу необходимых термобарических условий на скважинах для герметизации заколонных пространств при эксплуатации теплоизолированных скважин проводится как в результате проводимых замеров температур и давлений на скважине на устье и на глубине, так и в результате проведения расчетов тепловых условий (заколонных температур), поддерживаемых на теплоизолированных скважинах при их эксплуатации.

Повышение герметизации заколонных пространств осуществляется как за счет образования в заколонных пространствах герметизирующих газогидратных пробок, так и за счет промораживания заколонного пространства и прилегающих к нему пород в приустьевой зоне за теплоизолированным направлением.

Пример 1 (интервал А). Интервал негерметичного заколонного пространства перекрывается в этом случае только теплоизолированной лифтовой колонной, например, с диаметрами внутренней и наружной трубы лифтовой колонны, соответственно, 114 мм на 168 мм и с размещением между этими трубами теплоизоляции. Теплоизолирующая способность таких теплоизолированных двустенных лифтовых труб, а именно их термическое сопротивление U_T составляет 3,2 м⋅ч⋅°С/ккал, а термическое сопротивление цементного кольца за эксплуатационной колонной определяется согласно выражению (1):

где R'э, R_u - наружные радиусы эксплуатационной колонны и цементного кольца за ней, м;

λ_ц - коэффициент теплопроводности цементного кольца, Вт /м⋅°С;

Суммарное термическое сопротивление конструкции скважины в нижнем исследуемом интервале составит:

где U_т, U_ц; U_c - термические сопротивления теплоизолированных лифтовых труб, цементного кольца и суммарное термическое сопротивление за эксплуатационной колонной диаметром 245 мм, м⋅ч⋅°С/ккал.

На уровне образующейся герметизирующей газогидратной пробки (интервал А) при температуре окружающих скважину низкотемпературных пород равной t_п=2,0°С на время эксплуатации скважины τ_э=1,0 год=8760 часов температура на наружной стенке цементного кольца составит:

где К_т - коэффициент теплопередачи через теплоизолированную лифтовую трубу, ккал/м⋅ч⋅°С;

U_т - термические сопротивления теплоизолированной лифтовой колонны, м⋅ч⋅°С/ккал;

t_г, t_п - температура добываемого газа внутри теплоизолированной лифтовой колонны и начальная температура окружающих пород,°С;

λ_п - коэффициент теплопроводности окружающих скважину пород, ккал/м⋅ч⋅°С;

r_вл, r_ц - радиус теплового влияния скважины и наружный радиус цементного кольца за эксплуатационной колонной, м;

При давлении фильтрующегося газа 4,6 МПа и более и установившейся температуре в цементном кольце 5,0°С в заколонном пространстве образуется стабильная газогидратная пробка на глубине около 500 м (зона А) и заколонное пространство за эксплуатационной колонной будет надежно загерметизировано от проникновения газа к поверхности.

Эту температуру контролируют по замерам, проводимым ТИУ.

При давлении газа равном, например, 2,6 МПа, в заколонном пространстве на глубине 270 м (интервал A₁) за эксплуатационной колонной при разложении газогидратов в пласте и температуре окружающих пород t_п=0°С и ниже будет образовываться газогидратная пробка.

При температуре окружающих пород t_п=0°С, а в цементном кольце t_ц=5,0°С на глубине 270 м и заколонном давлении газа 2,6 МПа, которая выше температуры t_п=0°С, стабильность газогидратов, соответственно, при t_п=5,0°С, не может быть обеспечена и, соответственно, не будет достигнута герметизация заколонного пространства гидратами. В этом случае будет происходить фильтрация газа по негерметичному пространству вверх.

При фильтрации газа в заколонном пространстве газогидратная пробка образуется в интервале на глубине, где температура t_ц=-1,0…0°С в заколонном пространстве при эксплуатации (фиксируется ТИУ) и при давлении в заколонном пространстве не менее 2,5÷2,6 МПа.

Рассмотрим возможность образования газогидратной пробки за эксплуатационной колонной t_п=-1,0°С на глубине 330-370 м и давлении в цементном кольце не менее 3,3 МПа при длительности эксплуатации скважины τ_э=1,0 год=8760 часов.

t_ц=3,3°С.

При температуре t_ц=3,3°С в заколонном пространстве на глубине 370 м будет также образовываться газогидратная пробка при давлении газа 3,3 МПа и выше и заколонное пространство будет загерметизировано от проникновения газа к устью.

Таким образом, видно, что газогидратные пробки, герметизирующие заколонное пространства при работе скважины, образуются на глубинах 250-370 м при давлениях газа, соответственно, в заколонном пространстве 2,5-4,5 МПа и выше и температурах, соответственно, не выше t_ц=-1,0… 5,0°С.

При продвижении газа к поверхности температура в заколонном пространстве понижается из-за более низких температур окружающих пород, в том числе в ММП, прилегающих к поверхности, находящихся в мерзлом состоянии.

Пример 2 (интервал В). На глубине 60 м от устья интервал пород перекрывается уже двумя теплоизолированными колоннами: лифтовой и направлением. Так, например, контроль термобарических условий за направлением (интервал В) показывает, что при температуре окружающих ММП равной -3,0°С и температуре газа +25,0°С температура t_ц при всем сроке эксплуатации скважины не повышается выше температуры, которая достигается в теплый период года в летний период, при длительности этого периода не более τ_э=5,0 мес.=3600 часов и с учетом суммарного термического сопротивления U конструкции скважины.

Для вычисления этого параметра определяем сначала суммарное термическое сопротивление скважины на исследуемой глубине (U).

U=5,32 м⋅°С/ Вт⋅ч

С учетом термического сопротивления конструкции скважины равного 5,32 м⋅°С/ Вт определяем коэффициент теплопередачи конструкции равный К=1/U=1/5,32=0,188 Вт /м⋅°С и температуру в цементном кольце t_ц за направлением согласно (4).

Определяем сначала величину радиуса теплового влияния скважины в окружающих породах (r_вл) на летний период τ_э=5,0 мес.=3600 часов и с его учетом температуру в цементном кольце (t_u):

t„=-1,38°C.

В зимний период СОУ работает на подмораживание и на наружной стенке трубки на глубине вблизи подошвы ММП поддерживается температура t_coy окружающих пород, равная - 3,0°С. Расстояние, на котором располагается СОУ от оси добывающей скважины, равно 1,5 м, поэтому в (5) подставляем вместо r_вл, соответственно, радиус расположения СОУ равный r_соу=1,5 м.

Используя выражение (4) определим t_ц в зимний период работы СОУ:

Учитывая полученные температуры t_ц, поддерживаемые на скважине за теплоизолированным направлением в летний и зимний периоды, соответственно, - 1,38÷-2,14°С при проникновении газа в пространство за направлением в зону (интервал В) произойдет его гидратация с образованием в цементном кольце и в зазорах за цементным кольцом газогидратной пробки при давлениях 2,40 МПа, газ по заколонному пространству к устью не проникнет.

При использовании теплоизоляции скважины и СОУ за цементным кольцом направления температуры в мерзлых породах на скважине будут поддерживаться на весь срок эксплуатации скважины не выше -1,38÷-3,0°С и через мерзлые породы, прилегающие к скважине, газ к поверхности не проникнет.

За кондуктором и за направлением в интервале С в летний период температуру t_цк определим учитывая, что t_п=-1,5°С и r_вл=5,61 м.

r_вл=5,61 м.

Учитывая К=0,307 согласно (4) получаем в летний период:

t_цк=1,92°С.

В зимний период при t_coy=-3,0°С: t_цк=-0,60°С.

при t_соу=-4,0°C: t_цк=-1,51°С.

при t_coy=-5,0°С имеем: t_цк=-2,43°С.

Средняя температура t_цк при t_coy=-3,0°С за год составит t_цк=(3600⋅1,92-5160⋅0,60)/8760=(6912-3096)/8760=1,14°С, тогда как при t_coy=-4,0 и -5,0°С она будет отрицательной и составит, соответственно: - 0,10°С и - 0,64°С.

При этих средних температурах в интервале С заколонные пространства подмерзнут и будет обеспечена их герметичность на весь срок эксплуатации скважин.

В зимний период в зоне С t_цн равна при t_соу=-3,0°С:

За кондуктором диаметром 324 мм тепловые условия также определим согласно (4) в интервале С, принимая среднюю температуру t_цн равной -2,2°С получаем:

К=0,303 ккал/м⋅ч⋅°С; t_цн=-2,14°С.

Как видно из примеров, при температурах t_цэ=t_цк=5,0°С и ниже (в заколонных пространствах эксплуатационной колонны и кондуктора) на теплоизолированной скважине с теплоизолированной лифтовой колонной при температуре добываемого газа равной 25,0°С и теплоизолирующей способности U=3,35 м⋅ч⋅°С/ккал конструкции скважины газогидратная герметизирующая пробка в заколонном пространстве эксплуатационной колонны и кондуктора, если он спущен до этой глубины, формируется при температуре окружающих пород t_п=2,0°С при давлении газа 4,6 МПа и выше. В этом случае предотвращается фильтрация газа, проникающего с глубины к устью.

При температуре газа 25,0°С и температуре окружающих пород t_п=-1,0°С при U=3,35 м⋅°С/Вт в цементном кольце за эксплуатационной колонной и кондуктором надежная герметизирующая заколонная газогидратная пробка образуется на глубине 330 м при температурах t_цэ-t_цк=3,3°С и давлении газа, поступающего с глубины в заколонных пространствах равном 3, 3 МПа и более.

На глубине 50 м при перекрытии интервала в ММП теплоизолированными лифтовой колонной и направлением и, соответственно, при U=5,32 м⋅°С/Вт и t_п=-3,0°С при эксплуатации скважины образуются в заколонном пространстве газогидраты, герметизирующие заколонное пространство за направлением при t_цн=-1,38°С и давлении газа в заколонном пространстве 2,4 МПа и более, а при среднегодовой температуре t_цн=1,14°С при давлении 3,0 МПа и выше.

Герметизации заколонного пространства за направлением также способствует его промерзание и промерзание прилегающих к нему пород, например, при установке СОУ на расстоянии 1,5 м от оси добывающей скважины и температуре на внешней стенке трубы СОУ, поддерживаемой не выше -4,0÷-5,0°С в зоне установки верхней теплоизолированной секции направления.

За цементным кольцом обсадных колонн поддерживается среднегодовая температура t_цк=t_цн=-0,21°С при учете работы СОУ в зимний период с температурой t_coy не ниже -3,0°С и будет обеспечиваться подмораживание заколонных пространств, в том числе с обеспечением условий образования газогидратной пробки при давлении газа 2,6 МПа и выше.

Использование данного технического решения позволяет обеспечить герметичность заколонных пространств при длительной эксплуатации теплоизолированных скважин в зонах распространения НП.

Эффективность данного способа заключается в возможности осуществления на скважинах при их теплоизоляции и контроле термобарических условий в заколонных зацементированных пространствах их герметичности и исключения проникновения газа к поверхности с выходом его в атмосферу.

Источники информации

1. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004.

2. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. - М.: Недра. 1985. 232 с.

3. Патент РФ №2085727. Кл. Е21В 47/00. Опуб. 27.07.1997 (прототип).

1. Способ герметизации заколонных пространств обсадных колонн скважин в условиях распространения низкотемпературных пород (НП), включающий проведение геофизических работ, в том числе сейсморазведку, электроразведку, термометрию, по результатам интерпретации которых определяют строение разреза НП, в том числе положение кровли и подошвы газогидратных пород (ГГП), и бурение скважин с установкой обсадных и лифтовых колонн до проектной глубины, при этом бурение под кондуктор осуществляют до глубины, обеспечивающей перекрытие толщи НП не менее чем на 20-40 м с заглублением башмака кондуктора в устойчивые породы, также в приустьевой зоне скважины устанавливают теплоизолированное направление, перекрывая интервал многолетнемерзлых пород (ММП), вокруг устья скважины устанавливают сезоннодействующие охлаждающие устройства (СОУ), скважину оборудуют термометрическим оптоволоконным кабелем, который спускают за обсадными колоннами и за лифтовой колонной, а в заколонном пространстве за направлением, кондуктором и эксплуатационной цементируемой колонной в интервалах НП создают в цементном кольце вначале термобарические условия его схватывания, а затем промораживания и гидратации в приустьевой зоне и на глубине, что обеспечивает условия загидрачивания каналов при возможной фильтрации газа к устью в заколонном пространстве и, соответственно, герметичность окружающих скважину пород в интервалах НП (ММП, ГГП, ТП – талые породы) при испытаниях и отработке скважин, в том числе и при последующей их эксплуатации.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на устье скважины устанавливают манометры для контроля давления за эксплуатационной цементируемой колонной.

3. Способ по п. 1, отличающийся также тем, что на скважине устанавливают теплоизолированную секцию лифтовой колонны.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определяют термическое сопротивление теплоизоляции лифтовой колонны и наружных колонн, а именно направления и кондуктора, перекрывающих верхний разрез ММП, ГГП и ТП, температуры пород, окружающих скважину, дебиты скважины и температуры добываемого флюида, отбираемого по лифтовой колоне, а также температуры мерзлых пород в интервале ММП-ГГП и обеспечивают термобарические условия гидратообразования для герметизации крепи скважины как на глубине, так и в приустьевой зоне.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что обеспечение на соответствующих глубинах температур в заколонных пространствах, не превышающих равновесных температур гидратообразования, осуществляют за счет поддерживания теплового режима работы скважины, использования теплоизолированной лифтовой колонны, теплоизолированных направления и кондуктора, применения СОУ, а процесс герметизации заколонного пространства контролируют по замерам в нем давлений и температур.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что газогидратные пласты вскрывают и перекрывают газогидратной пробкой при отрицательных температурах не выше -1,0…-2,0°С, а также, соответственно, с использованием охлажденных тампонажных растворов.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при проходке - бурении ствола в условиях наличия в разрезе ГГП и происходящих поглощениях используют буровой раствор с температурой не выше -1,0…-2,0°С.