image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 4 2017

Диагностика

01.04.2017 10:00 К вопросу о необходимости диагностики теплоизолированных лифтовых труб в условиях месторождений
В статье рассмотрены технические проблемы, возникающие при строительстве и эксплуатации скважин месторождений нефти и газа на Арктическом побережье Северного Ледовитого океана, где распространены засоленные многолетнемерзлые породы. Описан 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. Рассмотрены варианты конструкции теплоизолированных лифтовых труб, приведены пре- имущества и недостатки экранно-вакуумной изоляции. Обоснована необходимость повышенных мер контроля работоспособности теплоизолированных лифтовых труб на месторождениях как перед спуском, так и во время эксплуатации в скважине. Предложен тепловизионный способ контроля теплоизолированных лифтовых труб в целях снижения рисков спуска в скважину труб с нарушенными теплоизоляционными свойствами. Кроме того, предложен метод контроля работоспособности теплоизолированных лифтовых труб при эксплуатации скважины с использованием распределенного датчика температуры – оптико-волоконного кабеля. Приведены основные характеристики современных систем распределенного датчика температуры и результаты обработки полученной информации.
Ключевые слова: многолетнемерзлые породы, скважина, теплоизолированные лифтовые трубы, экранно-вакуумная изоляция, тепловизионный способ контроля, распределенный датчик температуры.
Ссылка для цитирования: Филиппов А.Г., Ерехинский Б.А., Попов К.А. К вопросу о необходимости диагностики теплоизолированных лифтовых труб в условиях месторождений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 4. С. 44–48.
Открыть PDF


Одно из перспективных направлений добычи углеводов в Российской Федерации связано во многом с освоением новых месторождений нефти и газа на Арктическом побережье Северного Ледовитого океана. Распространение в этом регионе засоленных многолетнемерзлых пород (ММП) осложняет его освоение. Несмотря на имеющие-
ся результаты, проблема изучения образования засоленных многолетнемерзлых пород и их свойств далека от разрешения и продолжает оставаться актуальной [1].

Суровый климат и широкое распространение многолетней мерзлоты предъявляют особые требования к строительству и эксплуатации скважин [2].

Эксплуатируемая скважина вступает с окружающими мерзлыми породами не только в физико-химическое взаимодействие. Чаще наиболее важным фактором, влияющим на устойчивость стенок ствола скважины в ММП, является тепловое воздействие, в результате которого стенка скважины теряет устойчивость и разрушается.

1_1_1.png

Еще одной проблемой при эксплуатации скважин в зоне ММП может являться повышенное гидратообразование, причем при остановках скважины может происходить ее полная блокировка газогидратами.

Одно из решений проблемы растепления зоны ММП состоит, с одной стороны, в учете этого явления при расчете прочностных характеристик обсадных колонн на смятие внешним давлением, а с другой – в регулировании температуры в межтрубном и затрубном пространстве эксплуатируемой скважины с применением теплоизолированных конструкций [3].

При разработке технических решений по обеспечению устойчивости скважин на Бованенковском НГКМ ПАО «Газпром» 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.

С целью исключить приустьевое оттаивание многолетнемерзлых пород в условиях Бованенковского месторождения предусмотрено использование теплоизолированных лифтовых труб (ТЛТ). 

1_1.png

Главные достоинства применения технологии ТЛТ:

  • снижение затрат на отсыпку грунтов и уменьшение размера кустовой площадки вследствие сокращения допустимого расстояния между устьями. В частности, если сравнивать ТЛТ со стандартными нетеплоизолированными лифтовыми колоннами, применение ТЛТ позволяет снизить это расстояние с 18 до
    10 м при одинаковых условиях. Согласно проектным расчетам экономия только на отсыпке грунтов приводит к общей экономии на обустройстве кустовой площадки на 10 %;

  • предотвращение порчи оборудования вследствие растепления многолетнемерзлых грунтов;

  • сокращение размера кустовой площадки уменьшает площадь негативного воздействия на окружающую природу.

ТЛТ представляет собой конструкцию из двух труб с размещением трубы меньшего диаметра в трубе большего диаметра (конструкция «труба в трубе»), соединенных между собой сварным швов. Межтрубное пространство заполняется экранно-вакуумной изоляцией для уменьшения теплопотерь и вакуумируется. Для поддержания высокого вакуума в процессе эксплуатации в межтрубное пространство вводится газопоглотитель (рис. 1) [4].

 1_1_2.png

К основным преимуществам экранно-вакуумной изоляции можно отнести следующие свойства:

  • экранно-вакуумная изоляция обеспечивает самую низкую теплопроводность теплоизолированных конструкций;

  • применение специальных газопоглотителей (прежде всего водорода) обеспечивает продолжительный срок отсутствия конвективного теплообмена в межтрубном пространстве ТЛТ;

  • теплоотражающие экраны из алюминиевой фольги препятствуют инфракрасному нагреву наружной трубы ТЛТ, другие теплоизолирующие материалы пока не могут обеспечить заданных теплоизоляционных свойств в малых межтрубных пространствах.

 1_1_3.png

Основные недостатки конструкции ТЛТ с экранно-вакуумной изоляцией:

  • неремонтируемая конструкция в условиях трубных баз и в полевых условиях;

  • резьбовое соединение рассчитано на ограниченное число спускоподъемных операций (СПО) (даже применение резьбовых соединений класса премиум позволяет произвести до 10 гарантированных свинчиваний-развинчиваний при условии правильного обращения с резьбой);

  • высокая чувствительность к механическим повреждениям с потерей вакуума;

  • ограниченность применения в искривленных стволах скважин;

  • индивидуальные условия производства для разных температурных режимов эксплуатации.

Изложенные выше недостатки требуют повышенных мер контроля работоспособности ТЛТ на месторождениях как перед спуском, так и во время эксплуатации в скважине.

Наиболее доступным вариантом диагностики работоспособности (исправности) ТЛТ перед спуском может служить тепловизионная съемка труб, подключенных к передвижной парогенераторной установке (ППУ) (рис. 2).

1_1_4.png

Данный способ контроля снижает риски спуска в скважину ТЛТ с нарушенными теплоизоляционными свойствами. Кроме этого, имея тепловизионный снимок каждой ТЛТ, сделанный на заводе, можно совместить их и определить, насколько повлияли транспортировка и хранение на работоспособность изделия. Съемку можно повторить при следующих СПО.

Вместе с тем, чтобы минимизировать риски растепления ММП и более эффективно применять средства дополнительного охлаждения приустьевых зон, необходимо вести постоянный температурный мониторинг тепловых режимов в скважине и в зоне за кондуктором. Для этих целей может быть применен метод распределенного датчика температуры (РДТ), каковым является оптико-волоконный кабель, принцип работы которого представлен на рис. 3.

На рис. 4 представлена схема расположения РДТ при мониторинге температурного градиента в зоне ММП. Регистрирующая аппаратура может быть подключена к центральному пункту управления и контроля как по периодической схеме с временным подключением, так и по радиоканалу в режиме on-line постоянно. Единственно, о чем необходимо позаботиться при монтаже РДТ, – это антивандальная защита устьев термометрических скважин. Как показала практика, отсутствие такой защиты привело к тому, что многие термометрические скважины, заложенные в ряде проектов, оказались неработоспособными.

Систему РДТ можно также заложить вдоль всего ствола скважины (рис. 5).

 1_1_5.png

Основные характеристики современных систем РДТ:

  • максимальная длина оптико-волоконного кабеля-датчика – 5000 м;

  • пространственное разрешение (интервал дискретизации), шаг измерения регулируется, минимальный шаг измерения:

    • 0,25 м при длине кабеля-датчика до 2000 м;
    • 0,5 м при длине кабеля-датчика до 5000 м;

  • рабочий диапазон измерения температуры для кабеля-датчика, оснащенного стандартным оптическим волокном (ОВ) 50/125 мкм, составляет от –40 до 120 °С;

  • сенсорный температурный диапазон при оснащении кабеля-датчика специальным ОВ составляет от –40 до 700 °С;

  • точность измерения абсолютной температуры ±1 °С;

  • температурное разрешение:

    • 0,08 °С при длине кабеля-датчика до 2000 м;
    • 0,10 °С при длине кабеля-датчика до 5000 м;

  • разрешение при определении степени относительного измерения температурного градиента при математической обработке данных – 0,02 °С;
  • время одного измерения температуры (время обновления данных) регулируется, минимальное время измерения – 10 с;
  • интерфейсы: интерфейс компьютера – USB, LAN;
  • число каналов одного прибора в режиме мониторинга – до 12.

Результаты проведенных замеров могут быть представлены в виде графиков и диаграмм, показанных на рис. 6.

Как видно из графика на рис. 6б, получены данные как о сохранении температурного поля в верхней части колонны, так и о зонах нахождения перетока газа на участке 2 и продуктивного пласта на участке 1.

Таким образом, показано, что применение ТЛТ является одним из эффективных методов предотвращения растепления ММП и связанных с этим аварий. Но сама конструкция ТЛТ требует повышенного внимания и контроля. На сегодняшний день перед спуском ТЛТ в скважину на месторождениях ПАО «Газпром» повторение заводской методики контроля работоспособности [4, 5] крайне дорого и требует специального оборудования и продолжительного времени. Тепловизионный метод съемки позволяет исключить эти недостатки и ускорить процесс диагностирования.

Применение оптико-волоконных методов контроля температурных градиентов позволяет сделать процесс мониторинга за состоянием ММП, ТЛТ и герметичности колонн более простым по аппаратурному оформлению, вести мониторинг постоянно в режиме on-line с высокой точностью определения температурных градиентов и зон негерметичности. При этом блок регистрирующей аппаратуры, который может обслуживать 4–
12 скважин (в зависимости от того, сколько каналов займет одна скважина), находится в постоянном режиме.

Описанные способы диагностики и мониторинга работоспособности ТЛТ могут быть рекомендованы для использования на месторождениях
ПАО «Газпром» с привлечением специализированной сервисной компании.



← Назад к списку


im - научные статьи.