К вопросу оптимизации крепления скважин в криолитозоне и сокращения расстояний между их устьями

Для предотвращения геолого-технических осложнений во время строительства скважин на месторождениях Крайнего Севера с наличием в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП), таких как деформации обсадных колонн, приустьевые воронки, провалы кустовых площадок, потеря продольной устойчивости крепи скважин, отклонение фонтанной арматуры и прилегание обсадных колонн целесообразно еще на стадии проектирования строительства скважин и обустройства кустовых площадок разработать оптимальные технико-технологические решения (ТТР) для бурения, крепления и эксплуатации скважин, а также разработать наиболее эффективный способ теплозащиты скважин от негативного влияния грунтов криолитозоны [1–5].
В связи с этим авторы провели научно-исследовательские работы (НИР) на стадии предпроектной разработки, заключающиеся в анализе геокриологии ряда месторождений Западной Сибири, расчетах ореолов протаивания мерзлых грунтов вокруг добывающих скважин, оценке динамики их растепления во времени, а также обосновании рациональных ТТР для эффективной теплозащиты скважин от воздействия мерзлоты. Проведенные расчеты радиусов протаивания ММП вокруг эксплуатационных нефтяных и газовых скважин по разработанному и зарегистрированному в ФИПС продукту программного обеспечения «ОРЕОЛ» [6] с наибольшей долей вероятности и достоверности позволили определить критические ореолы растепления пород, провести оценку динамики распространения фронта теплоты скважин кустовых площадок более тридцати пяти месторождений. Ниже приведены результаты теплофизических расчетов и заключение по ним на примере П-го нефтегазоконденсатного месторождения в Западной Сибири. По данному месторождению существует проектная конструкция, фактически применяемая при строительстве нефтяных скважин с исходными данными для проведения расчетов (табл. 1).
Авторами статьи по данному месторождению предлагается несколько иная конструкция скважин с исходными данными для проведения расчетов (табл. 2).

Как видно, вместо дорогостоящего термокейса 630/426, цементируемого стандартными тампонажными растворами с высоким коэффициентом теплопроводности, авторами предлагается использовать при креплении нефтяных скважин обычное направление 426 мм, при этом верхние интервалы всех обсадных колонн (178, 245, 324 и 426 мм) цементировать облегченным тампонажным раствором на основе сухой тампонажной смеси ThermoCEM LT-4 по ТУ 23.64.10-043-80338612-2019 [7] с низким коэффициентом теплопроводности. Направление 426 мм цементировать на всю глубину спуска (50 м), остальные колонны в интервале 100 – 0м. Проведенное технико-экономическое обоснование позволило сравнить затраты на трубную и тампонажную продукцию, в итоге рекомендуемый вариант оказался наиболее рационален– снижение стоимости на 49 %.
Сухая тампонажная смесь марки ThermoCEM LT-4 позволяет сформировать камень с теплопроводностью 0,11 Вт/(м х К), что в 7 раз ниже теплопроводности стандартных тампонажных систем без теплоизоляции. ThermoCEM LT содержит в своем составе более 50 % по объему наполнителя – теплоизолирующего полимера на основе вспененного пенополиуретана с заданным размером частиц (<100 мкм). Наполнитель позволяет эффективно рассеивать теплоту, передающуюся от лифтовых труб к ММП при эксплуатации скважины. Прочностные характеристики камня на основе ThermoCEM LT не уступают аналогичным показателям стандартных не теплоизолированных систем.
Проведенные теплофизические расчеты проектной/фактической (рис. 1) и рекомендуемой (рис. 2) конструкций скважин П-го месторождения позволили определить допустимое расстояние между устьями скважин на кустовой площадке, а также оценить динамику растепления ММП за 20 лет эксплуатации.
Расчеты проводились с учетом требований ФНиП [8] и СП 231.1311500.2015 [9] по программе «ОРЕОЛ» [6], указаний [10–13] и с учетом положений [5, 14] для конструкций скважин в неоднородном литологическом массиве ММП.
Согласно проведенным расчетам определения ореола протаивания ММП вокруг нефтяных эксплуатационных скважин П-го месторождения при их эксплуатации до 20 лет, с коэффициентом кавернозности ММП, равным 1,6, с нефтью в межколонном пространстве (МКП) НКТ и эксплуатационной колонны, при принятых режимах добычи с максимальной устьевой температурой флюида до +28 °С, с неоднородным массивом ММП, что с вариантом конструкции скважин с термокейсом, что без термокейса происходит растепление пород в критическом интервале до глубины 50 м. Наибольший ореол протаивания ММП достигает 7,6 м к 20-му году эксплуатации типовой скважины со спеццементами за всеми колоннами в интервале ММП.
Расчеты показали, что вокруг скважин рекомендуемой конструкции 426х324х245х178х114 мм с НКТ 73 мм и спеццементами (рис. 2) динамика растепления грунтов среднего уровня, протаивание ММП происходит с годами эксплуатации средне интенсивно, с равномерной степенью. Теплоотдача от скважины в породы – средняя, сопротивление физико-механических свойств пород теплу – слабое. Толщина отсыпки кустовой площадки (4,2 м) малоэффективна при температуре нефти до +28 °С и за весь срок эксплуатации скважин не позволяет сохранить в первоначальном естественном виде монолит основания и не исключает критическое растепление грунтов. Рассчитанное согласно требованиям п.526 ФНиП [8] расстояние между устьями скважин в кусте 9 м является нормальным и отвечает условию проектных решений. Примерно то же самое наблюдается и с теплоизолированной термокейсом конструкцией (630/426х324х245х178х114 мм), где ореол достигает 7,1м, а расстояние между устьями должно быть не менее 9м (рис. 1).
В итоге проведенные теплофизические расчеты рекомендуемой конструкции скважин со спеццементами без термокейса подтверждают не критическое растепление ММП, смыкание ореолов протаивания грунтов вокруг устьев скважин в кусте не предвидится, но вероятность угрозы образования приустьевых воронок с отклонением устьевой арматуры и верхней части конструкции скважин существует из-за растепления толщи кустовой площадки до 2,2 м в диаметре за 20 лет эксплуатации скважины. То же самое наблюдается и с применением термокейса – расстояние в 9 м является допустимым, но протаивание грунта кустовой площадки за 20 лет работы скважины диаметром до 2м происходит. Ореолы растепления в обоих вариантах примерно одинаковые, риски похожие, конечное нормативное расстояние между устьями схожее.
В случае добавления в конструкцию скважин с термокейсом спеццементов, как показывают результаты теплофизических расчетов (рис. 3), ореол протаивания уменьшается почти в два раза, а расстояние между скважинами можно определить 6 м. Это позволит увеличить количество скважин на кустовой площадке, либо уменьшить ее размеры в 1,5 раза, что существенно снизит капитальные затраты на отсыпку при обустройстве месторождения.
Таким образом, расстояние между скважинами в кустовой площадке из соображения растепления ММП с учетом требований п. 6.1.21 [9] и п. 526 ФНиП [8] при использовании спеццементов ThermoCEM LT-4 можно определить не менее 9 м, в связи с чем авторами статьи рекомендуется оптимальная конструкция скважин с применением данных тампонажных материалов, исключающая термокейсы и снижающая затраты на бурение и крепление.