CC BY
13ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 621.774
А.Г. Филиппов1, В.И. Чернухин1, Б.А. Ерехинский1, К.А. Попов2, А.Г. Ширяев3, С.А. Рекин3, С.Г. Четвериков3
1 ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия).
2 ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, Россия).
3 ПАО «ТМК» (Москва, Россия).
Технические решения и конструкция резьбонарезных труб для добычи углеводородов в условиях многолетнемерзлых пород
В данной статье рассмотрены основные осложнения, возникающие при строительстве и эксплуатации добывающих скважин в условиях распространения дисперсных мерзлых пород. Дана характеристика климата и геокриологических условий нефтегазоконденсатных месторождений полуострова Ямал. Рассмотрен опыт освоения газовых месторождений в районах Крайнего Севера. Приведены технические решения по обеспечению устойчивости скважин на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ), в том числе решение по использованию теплоизолированных лифтовых труб для предотвращения приустьевого оттаивания многолетнемерзлых пород. Приведен опыт применения теплоизолированных лифтовых труб на месторождениях, сформулированы технические требования к теплофизическим свойствам и эксплуатационным характеристикам теплоизолированных лифтовых труб. Приведена конструкция теплоизолированных лифтовых труб, рассмотрена методика стендовых испытаний теплофизических свойств труб на лабораторном стенде. Приведен опыт промышленного производства теплоизолированных лифтовых труб на Синарском трубном заводе группы ПАО «Трубная металлургическая компания» и применения их на Бованенковском НГКМ.
Ключевые слова: теплоизолированные лифтовые трубы, скважина, многолетнемерзлые породы, технические требования, теплофизические свойства, эксплуатационные характеристики.
A.G. Philippov1, V.I. Chernukhin1, V.A. Yerekhinskiy1, K.A. Popov2, A.G. Shiryaev3, S.A. Rekin3, S.G. Chetverikov3
1 Gazprom PJSC (Saint-Petersburg, Russian Federation).
2 Gazprom dobycha Nadym LLC (Nadym, Russian Federation).
3 TMK PJSC (Moscow, Russian Federation).
Technical solutions and design of threading pipes for the hydrocarbon extraction in the permafrost conditions
This article describes the main complications that arise during the construction and operation of wells in the dispersed permafrost spreading conditions. Climate and permafrost conditions characteristics are provided for oil and gas condensate fields on the Yamal Peninsula. The experience of the gas field development in the Far North areas is considered. The technical solutions are provided for wells stability maintenance at the Bovanenkovo oil and gas condensate field (OGCF), including the decision on the heat insulated tubing application to prevent permafrost defrosting near the wellhead. The experience of the heat insulated tubing pipes application at the fields is provided, the technical requirements for thermo-physical properties and performances of heat insulated tubing are formulated. Heat insulated tubing structure is provided, the procedure of bench tests for pipes heat transfer properties at laboratory bench is considered. The experience is provided for the industrial production of heat-insulated tubing at Sinarskiy Tube Works of TMK PJSC Group and their application at the Bovanenkovskoe gas condensate field.
Keywords: heat insulated tubing pipes, well, permafrost, requirements specification, heat transfer properties, performances.
Специфической проблемой строительства и эксплуатации добывающих газовых и газоконденсатных скважин в условиях полуострова Ямал является
необходимость учета наличия горизонта многолетнемерзлых пород, которые в верхней части имеют в ряде случаев высокую льдистость и при оттаивании
теряют частично или полностью структурную прочность [1]. Район Бованенковского месторождения отличается суровым климатом, обу-
46
№ 4 апрель 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Рис. 1. Полуостров Ямал, Бованенковское НГКМ. Тепловой режим многолетнемерзлых пород в устьевой зоне скважины 6401
Fig. 1. Yamal Peninsula, Bovanenkovskoe OGCF. Thermal mode of permafrost in the wellhead area of the well 6401
словленным северным положением территории, повышенной циклонической деятельностью и равнинным характером местности, наличием многолетней мерзлоты, а также близостью холодного Карского моря и его морских заливов, глубоко впадающих в сушу. Зима холодная и продолжительная (до 9-9,5 мес.), с полярной ночью, постоянными и частыми сильными ветрами. Лето короткое и прохладное. Среднегодовая температура воздуха отрицательная в пределах -10-11 °С. Наиболее холодные месяцы - ноябрь, декабрь, январь, февраль и март. Средняя температура холодных месяцев -22-26 °С. Абсолютный минимум температуры составляет -50 °С. Продолжительность зимнего периода со снежным покровом - более 240 дней, устойчивые морозы - 220 дней. Наиболее теплые месяцы - июнь, июль, август. Средняя температура летних месяцев 6-9 °С. Абсолютный максимум температуры - 30 °С. Безморозный период - в среднем 60 дней (2 месяца).
Для района месторождения характерно повсеместное и сплошное распространение многолетнемерзлых пород (ММП), которое нарушается лишь над-мерзлотными таликами по руслам рек и под крупными и глубокими озерами (до 4-8 и более метров). На преобладающих по площади плоскоравнинных и низинных территориях толща многолетней мерзлоты наименьшей мощности, изменяющаяся от 150-200 до 250-300 м. Многолетнемерзлая толща повсеместно характеризуется низкими температурами в верхней части разреза, от -5 до -7 °С на плоскоравнинных низинных территориях и до 7-11 °С на водораздельных, более длительно выхолаживаемых территориях. Средняя температура многолетнемерзлых пород на подошве слоя годовых теплооборо-тов принимается за -6 °С. В нижней части разреза в многолетнемерзлой толще (преимущественно в глинистых, морозных породах) отрицательные температуры пород изменяются с положи-
тельным градиентом в среднем около 2 °С/100 м [2].
Основными осложнениями, возникающими при строительстве и эксплуатации добывающих скважин в условиях распространения дисперсных мерзлых пород, являются:
• повышенное кавернообразование, обрушение стенок скважин при бурении;
• снижение качества цементирования обсадных колонн в интервале залегания ММП;
• формирование приустьевых термокарстовых просадок;
• потеря устойчивости обсадных колонн при особо неблагоприятном сочетании факторов;
• потеря устойчивости фундаментов устьевых трубопроводных обвязок скважин и деформации обвязок;
• опасность смятия обсадных колонн при обратном промерзании сформировавшихся вокруг скважин ореолов оттаивания;
• газопроявления из толщи ММП;
• наличие углекислого газа в добываемой продукции скважин. При разработке технических решений по обеспечению устойчивости скважин на Бованенковском НГКМ ООО «Газпром добыча Надым» совместно с научно-исследовательскими и проектными институтами решало проблему по двум направлениям.
1) размещение кустовых площадок на участках с наименее неблагоприятными геокриологическими условиями на основе специализированного геокриологического картирования и мерзлотного параметрического бурения;
2) разработка комплексных решений по термостабилизации многолетнемерзлых грунтов в приустьевой зоне с использованием теплоизолированных лифтовых труб и парожидкостных охлаждающих систем.
Результаты теплотехнических прогнозных расчетов и промышленного эксперимента продемонстрировали,что вокруг нетеплоизолированных скважин
Ссылка для цитирования (for citation):
Филиппов А.Г., Чернухин В.И., Ерехинский Б.А., Попов К.А., Ширяев А.Г., Рекин С.А., Четвериков С.Г. Технические решения и конструкция резьбонарезных труб для добычи углеводородов в условиях многолетнемерзлых пород // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 4. С. 46-50. Philippov A.G., Chernukhin V.I., Yerekhinskiy V.A., Popov K.A., Shiryaev A.G., Rekin S.A., Chetverikov S.G. Technical solutions and design of threading pipes for the hydrocarbon extraction in the permafrost conditions (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 4, pp. 46-50.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2016
47
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 3. Полуостров Ямал, Бованенковское НГКМ. Строительство охлаждающей сезонно-действующей вертикальной естественно-действующей трубчатой системы тепловой стабилизации (ВЕТ СТС) в приустьевой зоне добывающей скважины
Fig. 3. Yamal Peninsula, Bovanenkovskoe OGCF. Construction of cooling seasonally-acting vertical natural flow tubular heat stabilization system (VNF HSS) in the wellhead area of the production well
Рис. 2. Результаты теплотехнического прогноза теплового взаимодействия добывающей скважины, оборудованной теплоизолированными лифтовыми трубами, и вертикальной естественно действующей трубчатой системы тепловой стабилизации в приустьевой зоне с вмещающими многолетнемерзлыми грунтами Fig. 2. The results of the heat engineering forecast for the heat interaction of production well equipped with insulated tubing pipes and vertical tubular natural flow stabilization system in the wellhead area with permafrost soils
на горизонты танопчинской свиты будут формироваться ореолы оттаивания радиусом 8,5-11 м за период 30 лет. Чтобы в условиях Бованенковского месторождения исключить приустьевое оттаивание многолетнемерзлых пород, предусмотрено использование теплоизолированных лифтовых труб (ТЛТ). Для эффективной защиты при температуре газа на устье 28-30 °С (что соответствует условиям танопчинской свиты)и в условиях засоленности многолетнемерзлых пород необходимо обеспечить теплопроводность стенки ТЛТ порядка 0,01 Вт/(м.К) по всей колонне [3].
В 1996-2001 гг. на Бованенковском НГКМ испытаны в промысловых условиях несколько типов теплоизолированных лифтовых труб различных производителей. Производимые на тот момент теплоизолированные лифтовые трубы в промысловых условиях продемонстрировали коэффициент теплопроводности стенки от 0,025 до 0,042 Вт/(м.К). Это означает, что их использование сократило бы радиусы ореолов оттаивания вокруг скважин до 3,5-5,0 м. Наиболее представительными являются результаты промышленного эксперимента, осуществленного ООО «Газпром
добыча Надым» совместно со специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на кусте № 64 Бованенковского НГКМ (рис. 1). В течение 1,5 лет осуществлялся перепуск газа из скважины 6401 (таноп-чинская свита, устьевая температура 27-29 °С) в скважину 6402 (поглощающая в сеноман, температура на устье 10-12 °С). Обе скважины были оборудованы теплоизолированными лифтовыми трубами с коэффициентом теплопроводности стенки около 0,025 Вт/(м.К). В устьевой зоне скважины № 6401 установлено семь отдельно стоящих термостабилизаторов. Результаты эксперимента продемонстрировали, что в устьевой зоне скважины № 6401 в зоне заложения охлаждающих устройств в течение всего периода проведения промышленного эксперимента ореол оттаивания вокруг скважины не вышел за пределы цементного кольца. Ниже зоны заложения термостабилизаторов вокруг скважины с температурой газа на устье 27-29 °С за полтора года сформировался ореол оттаивания радиусом около 1 м. Вокруг поглощающей скважины № 6402 с температурой газа на устье 10-12 °С оттаивания вмещающих многолетнемерзлых пород не происходило. Теплоизолированные муфты в колонне
ТЛТ отсутствовали. В процессе экспериментальных работ фиксировалась значительно большая интенсивность прогрева массива мерзлых пород в зонах сочленения секций ТЛТ за счет наличия «тепловых мостов». Проектными и научно-производственными подразделениями ПАО «Газпром» разработаны и внедряются комплексные системы термостабилизации мерзлых грунтов оснований приустьевых зон добывающих скважин с использованием парожидкостных охлаждающих установок и теплоизолированных насосно-компрессорных труб (рис. 2). В настоящее время система термостабилизации приустьевой зоны добывающих скважин, состоящая из теплоизолированных насосно-компрессор-ных труб и парожидкостной охлаждающей установки, принята в качестве типового решения при проектировании и строительстве кустовых площадок добывающих скважин на Бованенковском месторождении (рис. 3). Исходя из принятого решения термостабилизации приустьевой зоны при добывающих скважинах Бованенковского НГКМ, на ОАО «Синарский трубный завод» («СинТЗ») в 2010 г. было начато освоение производства труб лифтовых
48
№ 4 апрель 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Колонна теплоизолированная лифтовая Heat insulated production tubing
Рис. 4. Конструкция трубы ТЛТ
Fig. 4. Structure of heat insulated tubing pipes
(HITP)
Рис. 5. Макет трубы ТЛТ производства ОАО «СинТЗ»
Fig. 5. HITP model of Sinarskiy Tube Works OJSC
теплоизолированных. В сотрудничестве с российским институтом трубной промышленности ОАО «РосНИТИ», институтом природных газов и газовых технологий ООО «Газпром ВНИИГАЗ», сервисным подразделением ПАО «Трубная Металлургическая Компания» - ООО «ТМК Премиум-Сервис» разработана конструкция нового инновационного продукта - теплоизолированной лифтовой трубы и организовано ее производство.
Теплоизолированная труба состоит из двух труб, установленных одна внутри другой. Наружная (несущая) труба и внутренняя труба (кожух) соединены методом сварки вакуумплотными сварными швами. Межтрубное пространство заполнено многослойной изоляцией и завакуумировано - давление не более
Рис. 6. Стенд для контроля теплопроводности ТЛТ Fig. 6. Bench for HIPT heat conductivity test
8.10-2 Па. В ТЛТ применена инновационная технология сохранения вакуума в течение длительного срока эксплуатации - применение специальных газопоглотителей (так называемых геттеров), которые вбирают в себя остаточные газы после вакуумирования и газы, выделяющиеся из металла труб в процессе эксплуатации, в основном это свободный водород. Расчетный период сохранения заданного исходного значения вакуума - 30 лет. Разработанные конструкции ТЛТ и сварных соединений позволяют обеспечить необходимый запас прочности. Для сборки теплоизолированной колонны ТЛТ разработано муфтовое соединение с резьбой класса «Премиум» и муфтовым вкладышем из теплоизолирующего материала (рис. 4, 5) [4].
Конструкция ТЛТ обеспечивает тепло-физические и эксплуатационные характеристики, указанные в таблице [5]. С целью оценки теплофизических характеристик ТЛТ производства ОАО «СинТЗ» ООО «Газпром ВНИИГАЗ» совместно с трубным заводом и ОАО «РосНИТИ» проведены стендовые испытания опытных труб на лабораторном стенде И737.00.000.00 (рис. 6). Нагрев внутренней трубы и выход на стационарный тепловой режим обеспечивался потоком воздуха, нагретого до 85-95 °С на входе каждой из двух сборок ТЛТ. Измерение температур внутренней и наружной стенок ТЛТ, внешней стенки муфты, а также теплового потока на наружной стенке ТЛТ и муфты проводилось сертифицированными приборами «ИТП-МГ4.03 «ПОТОК».
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2016
49
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Таблица. Теплофизические и эксплуатационные характеристики, обеспечиваемые конструкцией ТЛТ Table. Thermal characteristics and performances provided by the HIPT design
Наименование показателя Indicator name Величина Value
Коэффициент теплопроводности теплоизоляции ТЛТ, Вт/м.К Heat conductivity factor of the HIPT heat insulation, W/mK не более 0,012 maximum 0.012
Коэффициент теплопроводности материала вкладыша муфтового, Вт/м.К Heat conductivity factor of the coupling insert material, W/mK не более 0,25 maximum 0.25
Температура технологических сред и пластового флюида, °С Temperature of formation fluid process media, °С -7-180
Давление технологических сред и пластового флюида, МПа Pressure of formation fluid process media, MPa 0-35
Пластовый флюид Formation fluid Природный газ (возможно содержание диоксида углерода до 1%), газоконденсат, пластовая вода, нефть, технологические среды и другие флюиды Natural gas (possible carbon dioxide content up to 1%), gas condensate, formation water, oil, process media and other fluids
Измерение температуры внутренней стенки теплоизолирующей вставки муфты проводилось сертифицированными термопарой ТП-0198 (№ 65) и измерителем-регулятором технологическим ИРТ 5502 Ex/M1, №322-0016. После прогрева и достижения режима стационарного теплового потока в каждой сборке из двух свинченных теплоизолированных труб проводились: • измерение температуры на внутренней стенке кожуха (внутренней трубы), температуры на внешней стенке несущей (наружной) трубы, теплового
потока на внешней стенке несущей трубы в окрестности радиуса теплоизолированной трубы, достаточно удаленного от области сварки наружной и внутренней труб;
• измерение температуры внутренней стенки теплоизолирующего вкладыша муфты, температуры внешней стенки муфты,теплового потока на внешней стенке муфты в окрестности радиуса, проходящего через ее плоскость симметрии.
Исследования проводились в термостабильных условиях, исключающих допол-
нительный нагрев или охлаждение поверхности ТЛТ сторонними источниками. В декабре 2011 г. был успешно произведен спуск ТЛТ на Бованенковском НГКМ в составе верхней секции лифтовой колонны. С октября 2011 г. ведется серийное выполнение заказов ПАО «Газпром» для Бованенковского НГКМ и других месторождений. В настоящее время потребность ПАО «Газпром» в теплоизолированных трубах полностью обеспечивается отечественной трубной промышленностью, за период 2011-2015 гг. отгружено 20 050 м ТЛТ.
Литература:
1. Многолетние мерзлые породы (грунты). Научно-информационный портал ВИНИТИ. Режим доступа: |1йр://ееай:11^пШ.ш/Мех.р|1р?ор^оп=сот_со ntent&task=category§ionid=21&id=308&Itemid=457&lang=ПJ. Дата обращения 21.04.2016.
2. Брушков А.В. Засоленные многолетнемерзлые породы арктического побережья, их происхождение и инженерно-геологические особенности: дисс. ... докт. геол.-мин. наук. М.: Изд-во МГУ им. М.В. Ломоносова, 1998.
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. 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».
5. СТО Газпром 2-3.2-174-2007 Технические требования к теплоизолированным лифтовым трубам.
References:
1. Permafrost (ground). Scientific information portal of VINITI [Mnogoletnie merzlye porody (grunty). Nauchno-informacionnyj portal VINITI]. Access mode: http://eearth.viniti.ru/index.php?option=com_content&task=category§ionid=21&id=308&Itemid=457&lang=ru. Application date 21.04.2016
2. Brushkov A.V. Salinized permafrost of the Arctic coast, their origin and geotechnical features [Zasolennye mnogoletnemerzlye porody arkticheskogo poberezh'ja, ih proishozhdenie i inzhenerno-geologicheskie osobennosti]: diss. ... Doctor of Sciences (Geology and Mineralogy). Publishing house of Lomonosov Moscow State University, 1998.
3. Kirshin V.I., Yerekhinskiy B.A., Chernukhin V.I., Rekin S.A. New pipe products for the extraction of natural gas - the result of scientific and technical cooperation of Gazprom PJSC and TMK PJSC [Novaja trubnaja produkcija dlja dobychi prirodnogo gaza - rezul'tat nauchno-tehnicheskogo sotrudnichestva OAO «Gazprom» i OAO «Trubnaja Metallurgicheskaja Kompanija»]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2014, No. 5, P. 86-88.
4. TU 14-161-236-2010 Heat insulated tubing pipes of cold-resistant version and couplings with gas-proof threaded joints of TMK GF, TMKCS and TMK FMT for Gazprom PJSC fields [Truby teploizolirovannye nasosno-kompressornye v hladostojkom ispolnenii i mufty k nim s gazogermetichnymi rez'bovymi soedinenijami «TMK GF», «TMK CS» i «TMK FMT» dlja mestorozhdenij OAO «Gazprom»].
5. STO Gazprom 2-3.2-174-2007 Requirements specification for heat insulated tubing pipes [Tehnicheskie trebovanija k teploizolirovannym liftovym trubam].
50
№ 4 апрель 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
