К вопросу о необходимости диагностики теплоизолированных лифтовых труб в условиях месторождений Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ДИАГНОСТИКА

УДК 622.279.5(211)+620.17(18)

А.Г. Филиппов1; Б.А. Ерехинский1, e-mail: B.Erekhinskiy@adm.gazprom.ru; К.А. Попов2

1 ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия).

2 ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, Россия).

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 нефте-газоконденсатном месторождении (НГКМ), в том числе решение по использованию теплоизолированных лифтовых труб. Рассмотрены варианты конструкции теплоизолированных лифтовых труб, приведены преимущества 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.

A.G. Filippov1; B.A. Erekhinsky1, e-mail: B.Erekhinskiy@adm.gazprom.ru; K.A. Popov2

1 Gazprom PJSC (Saint Petersburg, Russia).

2 Gazprom dobycha Nadym LLC (Nadym, Russia).

To the Question about the Necessity of the Diagnostic of Insulated Lift Tubes in the Conditions of Deposits

The article describes the technical issues arising during the construction and the operation of wells of oil and gas deposits on the Arctic coast of the Arctic Ocean, where the saline permafrost rocks are widely spread. The development experience of far North oil deposits is described. The technical solutions for ensuring the sustainability of the wells at the Bovanenkovskoe oil-gas condensate field (OGCF) were shown, including the decision of using insulated lift tubes. The design options of insulated lift tubes were considered, the advantages and disadvantages of screen-vacuum insulation were given. The necessity of extra control measures of performance of insulated lift tubes at the fields both before the descent, and during the well operation was justified. The thermovision control method of insulated lift tubes, which reduces risks of deflation of the tubes with damaged insulation properties into the well was suggested. Besides, the control method of the performance of insulated lift tubes during the well operation using distributed temperature sensor - fiber-optic cable was suggested. The main characteristics of modern systems of the distributed temperature sensor and the results of processing the received information were shown.

Keywords: permafrost rocks, a well, insulated lift tubes, a screen-vacuum insulation, a thermovision control method, a distributed temperature sensor.

44

№ 4 апрель 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

DIAGNOSIS

Рис. 2. Схема стенда для нагрева внутренних труб ТЛТ и тепловизионной съемки

Fig. 2. The scheme of the stand for heating of the inner tubes of HILT and the thermal survey

1 Труба наружная

Outer tube

^ Труба внутренняя

Innertube

N Муфта

Joint

Втулка защитная

Protective bolster --Ш

Вкладыш муфтовый

Insert ofjoint

Центратор

Centralizer

i-*"**" ЭВТИ с газопоглотителями

Screen-vacuum thermal

insulation with a gas

absorbers

Клапан

Flapper

Рис. 1. Конструкция ТЛТ

Fig. 1. The design of a heat-insulated lift tube

(HILT)

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 многолет-немерзлых пород (ММП) осложняет его освоение. Несмотря на имеющиеся результаты, проблема изучения образования засоленных многолетне-мерзлых 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.

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 геокриоло-

гического 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).

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 толь-

Ссылка для цитирования (for citation):

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.

Filippov A.G., Erekhinsky B.A., Popov K.A. To the Question about the Necessity of the Diagnostic of Insulated Lift Tubes in the Conditions of Deposits. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 4, P. 44-48. (In Russian)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2017

45

ДИАГНОСТИКА

Рис. 3. Принцип работы распределенного датчика температуры Fig. 3. The principle of distributed temperature sensor functioning

Рис. 4. Схема мониторинга прискважинных участков в зоне ММП

Fig. 4. The monitoring scheme of well areas in the zones of permafrost rocks

Рис. 5. Схема прокладки РДТ в скважине с горизонтальным участком

Fig. 5. The routing scheme of the distributed temperature sensor in the well with a horizontal sector

ко на отсыпке грунтов приводит к общей экономии на обустройстве кустовой площадки на 10 %;

• предотвращение порчи оборудования вследствие растепления многолетне-мерзлых 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].

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.

ОСНОВНЫЕ НЕДОСТАТКИ КОНСТРУКЦИИ ТЛТ С ЭКРАННО-ВАКУУМНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ:

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

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

46

№ 4 апрель 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

DIAGNOSIS

• 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 парогенератор-ной установке (ППУ) (рис. 2). 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).

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СОВРЕМЕННЫХ СИСТЕМ РДТ:

• максимальная длина оптиковолоконного 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;

XIV МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ

ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФА РОССИИ И СНГ

2017

1В-19 мая, Москва, «Балчуг Кемпински»

ОРГАНИЗАТОР

RPI

СПЕЦИАЛЬНЫЙ ФОКУС В 2017!

СУДЬБА ШЕЛЬФОВЫХ ПРОЕКТОВ В УСЛОВИЯХ НЕГАТИВНОЙ ЦЕНОВОЙ КОНЪЮНКТУРЫ И ЗАПАДНЫХ САНКЦИЙ

ВЕДУЩЕМУ МЕРОПРИЯТИЮ ОТРАСЛИ, ежегодно проходящему при поддержке ПАО «ГАЗПРОМ»

НОВОЕ! Технический семинар «Проектирование, строительство и эксплуатация наземных и подводных трубопроводов: технологические вызовы сегодняшнего дня»

Освоение шельфа южных, арктических и дальневосточных морей: перспективы нефтегаэоносности месторождений, опыт реализации проектов, проблемы и пути их решения

2.5 года санкций для нефтегазовой отрасли РФ - первые итоги импортозамещения. Оборудование и технологические решения дляреализации шельфовых нефтегазовых проектов

Экономические и нормативно-правовые аспекты освоения месторождений на шельфе РФ. Как достичь экономической эффективности проектов в современных российских условиях и снизить риски?

ВЕДУЩИХ ИГРОКОВ ОТРАСЛИ

АВТОРИТЕТНЫХ СПИКЕРОВ ЭКСПЕРТОВ

ДИАГНОСТИКА

а) a) б) b)

Рис. 6. 3D-съемка температурного распределения в скважине (а) и результат математической обработки 3D-съемки температурного распределения в скважине (б) Fig. 6. 3D-survey of temperature distribution in the well (a) and the result of mathematical processing of 3D-survey of temperature distribution in the well (b)

• 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.Тепло-визионный 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 412 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.

Литература:

1. Брушков А.В. Засоленные многолетнемерзлые породы арктического побережья, их происхождение и инженерно-геологические особенности: дис. ... д-ра геол.-мин. наук. М.: МГУ им. М.В. Ломоносова, 1998.

2. Многолетние мерзлые породы (грунты) // Научно-информационный портал ВИНИТИ [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://eearth.viniti. ru (дата обращения: 09.04.2016).

3. Киршин В.И., Ерехинский Б.А., Чернухин В.И., Рекин С.А. Новая трубная продукция для добычи природного газа - результат научно-технического сотрудничества ОАО «Газпром» и ОАО «Трубная Металлургическая Компания» // Газовая промышленность. 2014. № 5. С. 86-88.

4. СТО Газпром 2-3.2-174-2007. Технические требования к теплоизолированным лифтовым трубам.

5. ТУ 14-161-236-2010. Трубы теплоизолированные насосно-компрессорные в хладостойком исполнении и муфты к ним с газогерметичными резьбовыми соединениями «ТМК GF», «ТМК CS» и «ТМК FMT» для месторождений ОАО «Газпром».

References:

1. Brushkov A.V. The saline permafrost rocks of the Arctic coast, their origin and the engineering-geological features - dis. of the doc. of geol.-min. sciences. Moscow, Lomonosov MSU, 1998. (In Russian)

2. The permafrost rocks (soils). Scientific-informational portal of VINITI. Mode of access: http://eearth.viniti.ru/. (Date of access 09.04.2016). (In Russian)

3. Kirshin V.I., Erekhinsky B.A., CHernuhin V.I., Rekin S.A. The new tubular products for the production of natural gas - the result of scientific and technical cooperation of Gazprom JSC and TMK JSC (Pipe Metallurgical Co). Gazovaya promyshlennost' = Gas industry, 2014, No. 5, P. 86-88. (In Russian)

4. STO Gazprom 2-3.2-174-2007. The technical requirements for insulated lift tubes. (In Russian)

5. TC 14-161-236-2010. Tubes heat-insulated tubing in cold-resistant design couplings with joint for them with gas-tight threaded connections TMK GF, TMK CS and TMK FMT for deposits of Gazprom JSC. (In Russian)

48

№ 4 апрель 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ