СПОСОБ ТЕПЛОИЗОЛЯЦИИ СКВАЖИНЫ В ЗОНЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД Российский патент 2006 года по МПК E21B33/138 C09K8/473 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации месторождений в зоне многолетнемерзлых пород (ММП).

Анализ изобретательского уровня показал следующее:

- в настоящее время нефтегазодобывающие скважины, расположенные в зоне ММП, оборудуют теплоизолированными насосно-компрессорными трубами (НКТ). В качестве теплоизоляционного материала используют воздушно-базальтовую композицию, алюминиевую фольгу, жесткие пористые пенопласта и др. Однако при их эксплуатации со временем происходит растепление околоствольного пространства скважины.

Недостатком является низкая эффективность теплоизоляции скважины в зоне ММП, т.к. используемые теплоизоляционные материалы имеют высокий коэффициент теплопроводности (λ=0,05 Вт/м К и выше), что не позволяет предотвратить оттаивания пород в процессе эксплуатации скважины.

Известны способы предупреждения растепления вечной мерзлоты вокруг эксплуатируемых скважин, с использованием "активной" термоизоляции, т.е. с использованием внешних источников холода (см. п. РФ №2127356 от 16.02.98 г., кл. Е 21 В 36/00, опубл. в ОБ №7, 1999 г.; п. РФ №2158353 от 10.03.99 г., кл. Е 21 В 36/00, опубл. в ОБ №30, 2000 г.; п. РФ №2170335 от 13.04.99 г., кл. Е 21 В 36/00, опубл. в ОБ №19, 2001 г.; п. РФ №2170811 от 13.05.99 г., кл. Е 21 В 36/00, опубл. в ОБ №20, 2001 г.)

Недостатками данных способов является низкая эффективность теплоизоляции скважин за счет невозможности предупреждения растепления многолетнемерзлых пород. К тому же, при "активной" теплоизоляции усложняется технологический процесс и необходимость использования дополнительного технологического оборудования (подвод электроэнергии для поддержания теплового режима, изготовление и монтаж теплообменников, использование холодильных установок, циркуляционных насосов и т.д.)

Известны методы "пассивной" теплоизоляции нефтегазодобывающих скважин, находящихся в зоне ММП. Для их реализации используют различные теплоизоляционные материалы и способы их введения, как в затрубное пространство скважины, образованное колонной НКТ и колонной обсадных труб, так и в заколонное пространство, образованное обсадными трубами и породой. В частности известен способ теплоизоляции скважин в зоне вечной мерзлоты, предусматривающий установку пакера и закачивание теплоизоляционного материала (см. п. РФ №2154152 от 03.11.99 г., кл. Е 21 В 36/00, опубл. в ОБ №22, 2000 г.). Теплоизоляционный материал закачивают в талую зону затрубного (заколонного) пространства.

Недостатками известного способа является низкая эффективность теплоизоляции скважины. Это обусловлено следующими причинами:

- используемый в качестве теплоизоляционного материала пенопласт в смеси с цементно-сапропелевым вяжущим, под действием гидростатического давления полностью насыщается жидкостью и не содержит замкнутых пор, заполненных газом. Поэтому он обладает повышенной теплопроводностью. Вышеуказанный теплоизоляционный материал имеет высокий коэффициент теплопроводности, равный λ=0,045-0,055 Вт/м·К;

- усложняется способ теплоизоляции за счет необходимости бурения боковой наклонной скважины под острым углом к колонне до талой зоны, промывки талой зоны, последующего удаления ледяных пробок и монтажа инъекционных труб.

В качестве прототипа взят способ термической изоляции скважины, включающий спуск в скважину колонны НКТ (нагнетательной колонны), оборудованной пакером и циркуляционным (промывочным) клапаном, пакерование и закачивание теплоизоляционного материала в затрубное (межтрубное кольцевое) пространство скважины, образованное колонной НКТ и обсадной колонной (см. а.с. №1010257 от 26.06.81 г., кл. Е 21 В 36/00, опубл. в ОБ №13, 1983 г.) Изобретение используют для разработки месторождений в условиях вечной мерзлоты.

Недостатком указанного способа является низкая эффективность теплоизоляции скважины в зоне ММП, что обусловлено рядом причин:

- используемый в качестве теплоизоляционного материала вспученный перлитовый песок имеет высокий коэффициент теплопроводности, равный λ=0,047-0,093 Вт/м·К, что способствует процессу растепления пород в зоне ММП. К тому же из-за значительной разности длины и толщины зерна при подаче в затрубное пространство вспученный перлитовый песок неравномерно распределяется по объему и образует неоднородную по высоте теплоизоляцию. Возникает затруднение точной установки теплоизоляционного материала в заданном интервале из-за того, что невозможно точно определить насыпную плотность закачанного в затрубное пространство теплоизоляционного материала, так как она сильно зависит от давления его формования, которое существенно изменяется по всему интервалу установки последнего;

- наличие большого числа операций усложняет технологический процесс и требует использования дополнительных технических средств (обратный клапан, переходная муфта, герметизирующий элемент в виде воротниковой манжеты, центраторы с разгрузочными фланцами), что влечет за собой увеличение времени на проведение работ по теплоизоляции скважины и увеличение эксплуатационных затрат.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого способа, сводится к повышению эффективности теплоизоляции скважины в зоне ММП ввиду следующих причин:

- предотвращения процесса растепления мерзлого грунта вокруг эксплуатационной скважины за счет использования теплоизоляционного материала с низким коэффициентом теплопроводности и возможности установки теплоизоляционного материала в зоне ММП;

- упрощения технологии за счет исключения операции по подъему колонны НКТ после установки пакера и осушения затрубного пространства, а также необходимости использования дополнительного технологического оборудования.

Технический результат достигается с помощью отдельных операций известного способа: спуска в скважину колонны насосно-компрессорных труб, оборудованных пакером и циркуляционным клапаном, пакерования и закачивания теплоизоляционного материала в затрубное пространство скважины, образованное колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной. При этом заявляются операции предлагаемой технологии, обладающие новизной:

в качестве теплоизоляционного материала используют суспензию, состоящую из незамерзающей жидкости, плотность которой не превышает плотность скважинной жидкости, и газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира в количестве 0,1-0,4% от массы газонаполненных микросфер. Закачивание теплоизоляционного материала проводят в объеме, необходимом для заполнения затрубного пространства скважины, на глубину, рассчитываемую по формуле

где Н - глубина закачивания теплоизоляционного материала, м;

H₁ - глубина залегания подошвы многолетнемерзлых пород, с учетом величины разброса глубины залегания подошвы многолетнемерзлых пород, равной 50 м, м;

ρ - плотность микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, кг/м³;

ρ_ж - плотность жидкости в скважине, кг/м³.

В суспензии рассчитывают объем незамерзающей жидкости и массу газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, по формулам Q_гм=(V-V_ж)·ρ,

где V_ж - объем незамерзающей жидкости, м³;

ρ_о - насыпная плотность газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, кг/м³;

V - объем затрубного пространства от устья до глубины закачивания теплоизоляционного материала, м³, определяемый по формуле

π - величина, равная отношению длины окружности к ее диаметру;

D_в - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

d - наружный диаметр насосно-компрессорных труб, м;

m - коэффициент раздвижки зерен газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, 1,05-1,25;

Q_гм - масса газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, кг,

Продавливают теплоизоляционный материал газообразным агентом, обеспечивающим разделение суспензии на твердую и жидкую фазы, до момента выхода на устье скважинной жидкости из трубного пространства насосно-компрессорных труб, в объеме V_n, рассчитываемом по формуле

.

Проводят пакерование после продавливания теплоизоляционного материала газообразным агентом.

В качестве газонаполненных микросфер используют стеклянные или алюмосиликатные, или полимерные газонаполненные микросферы.

В качестве газообразного агента используют выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания или газ из шлейфа соседних скважин.

На фиг.1 представлена схема скважины, отражающая реализацию способа после закачивания теплоизоляционного материала, где 1 - колонна НКТ; 2 - обсадная колонна; 3 - пакер; 4 - циркуляционный клапан.

На фиг.2 представлена схема скважины, отражающая реализацию способа после продавливания теплоизоляционного материала газообразным агентом и проведения пакерования.

В качестве незамерзающей жидкости, с плотностью, не превышающей плотность скважинной жидкости, можно использовать углеводородные жидкости, спирты, солевые растворы. Температура породы в зоне ММП находится в пределах от минус 2°С до минус 5°С, следовательно, температура замерзания выбранной жидкости должна быть не выше минус 6°С.

Используемые газонаполненные микросферы представляют собой легкий сыпучий порошок, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы и имеют размер зерен от 2 до 100 мкм с плотностью в зерне от 200 до 600 кг/м³. Насыпная плотность газонаполненных микросфер находится в пределах 80-200 кг/м³, что обеспечивает высокую теплоизолирующую способность.

Кислоты шерстного жира (КШЖ) являются отходами шерстомойного производства. По химической природе КШЖ представляют собой сложные эфиры, образованные высшими жирными кислотами и высокомолекулярными одноатомными спиртами. Образование КШЖ происходит по следующей реакции:

Уникальная химическая структура КШЖ, наличие в одной макромолекуле неполярных (гидрофобных) групп и в малом количестве полярных (гидрофильных) участков, позволяет производить на поверхность газонаполненных микросфер воздействие, суть которого сводится к следующему: гидрофильные участки молекул КШЖ ориентируются на полярные составляющие газонаполненных микросфер, благодаря этому поверхность отрицательно заряженных микросфер химически связывается (через атом кислорода) с молекулой КШЖ. Таким образом, на поверхности газонаполненных микросфер образуется слой, наружная поверхность которого состоит из одних гидрофобных радикалов. Происходит изменение гидрофильно-гидрофобных свойств поверхности газонаполненных микросфер в сторону увеличения гидрофобности. Заблокированные гидрофильные группы не способны образовывать химические связи, т.е. не происходит выделение энергии, за счет чего и увеличиваются теплоизолирующие свойства поверхности газонаполненных микросфер. КШЖ обвалакивают более 90% поверхности газонаполненных микросфер, что свидетельствует о стабильных свойствах полученной системы. К тому же низкий коэффициент трения между газонаполненными микросферами, обработанными КШЖ, в суспензии и низкая плотность зерен обеспечивают возможность последним свободно всплывать в незамерзающей жидкости и точно устанавливаться в заданном интервале без жидкой фазы. Суспензия легко прокачивается с возможностью равномерного и компактного заполнения затрубного пространства скважины без образования пустот и сводов. Этому также способствует стабильная по величине насыпная плотность газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ, так как она практически не зависит от создаваемого при формовании последних давления.

Обработка газонаполненных микросфер КШЖ в количестве менее 0,1% приведет к ухудшению их теплоизоляционных свойств (коэффициент теплопроводности λ=0,047 Вт/м·К).

Обработка газонаполненных микросфер КШЖ в количестве более 0,4% нецелесообразна, т.к. существенного изменения теплоизоляционных свойств не произойдет (коэффициент теплопроводности λ=0,036 Вт/м·К).

Значение коэффициента раздвижки зерен определяется из условия обеспечения растекаемости суспензии в пределах 18-20 см. Эта растекаемость является минимально необходимой для возможности прокачивания суспензии цементировочными агрегатами. Значение растекаемости суспензии в пределах 18-20 см подбирают экспериментальным путем по ГОСТ 26798.1-96, п.5, в результате получая необходимое количество жидкости и твердой фазы. По этим данным рассчитывают коэффициент раздвижки зерен газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ согласно методу (см. А.П.Чехов, А.М.Сергеев и др. Справочник по бетонам и растворам, Киев, "Будiвельник", 1979, с.65).

Значение коэффициента раздвижки зерен газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ, находится в пределах 1,05-1,25 в зависимости от типа и дисперсности газонаполненных микросфер (стеклянных или алюмосиликатных, или полимерных).

Закачивание теплоизоляционного материала в объеме, необходимом для заполнения затрубного пространства скважины, на расчетную глубину необходимо для обеспечения установки всплывших газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ, в зоне ММП. Добываемый из продуктивного пласта влажный газ, проходя по НКТ, в интервале расположения ММП отдает тепло, из-за чего его температура может снизиться до точки образования гидратных пробок. Установка теплоизоляционного материала в затрубном пространстве, образованном колонной НКТ и обсадной колонной, в зоне ММП, предотвращает образование этих пробок и исключает растепление устья скважины благодаря использования теплоизоляционного материала с низким коэффициентом теплопроводности.

В проекте на строительство группы эксплуатационных скважин газовых месторождений Западной Сибири для нескольких кустов дается усредненная глубина залегания подошвы ММП. В зависимости от геологического строения разреза конкретной скважины, глубину залегания подошвы ММП выбирают с учетом величины разброса глубины залегания подошвы ММП, которая может колебаться на величину до 50 м от проектного значения (т.е. проектная глубина залегания подошвы ММП плюс 50 м).

Теплоизоляционный материал продавливают газообразным агентом, плавно создавая в затрубном пространстве давление, на 5-10% превышающее разность гидростатического давления скважинной жидкости в колонне НКТ и затрубном пространстве, что обеспечивает разделение суспензии на твердую и жидкую фазы. Газонаполненные микросферы, обработанные КШЖ, имея плотность меньше, чем плотность незамерзающей жидкости, всплывут и заполнят интервал затрубного пространства, расположенный в зоне ММП. При этом плотность незамерзающей жидкости меньше плотности скважинной жидкости, что предотвращает их смешивание и позволяет удерживать газонаполненные микросферы, обработанные КШЖ, в заданном интервале. Объем скважинной жидкости, излившейся из трубного пространства НКТ на устье, укажет на установку газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ, в интервале ММП.

По предлагаемому способу не требуется удаление всей скважинной жидкости из затрубного пространства скважины, т.к. она удерживает теплоизоляционный материал в интервале расположения ММП. Следовательно, не требуется подъем НКТ и осушение затрубного пространства. Нет необходимости использовать дополнительное технологическое оборудование, т.к. закачивание теплоизоляционного материала проводят в один прием.

В качестве газообразного агента используют очищенные выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС) от установки для освоения и капитального ремонта скважин (компрессор СД-9/101 М) или газ из шлейфа соседних скважин, что обеспечивает экологичность и безопасность проведения работ.

Проведение пакерования после продавливания теплоизоляционного материала газообразным агентом необходимо для того, чтобы перекрыть сообщение трубного и затрубного пространства и не допустить заполнения перового пространства теплоизоляционного материала скважинной жидкостью.

Анализ изобретательского уровня показал следующее: известны способы теплоизоляции нагнетательной колонны в скважине, в которых осуществляют спуск в скважину колонны НКТ, оборудованной пакером и обратным клапаном, пакерование, закачивание теплоизоляционного материала с последующим продавливанием его газообразным агентом (см. а.с. №926250 от 16.12.80 г., кл. Е 21 В 43/24, опубл. в ОБ №17, 1982 г и а.с. №998732, 21.10.81 г., кл. Е 21 В 36/00, опубл. в ОБ №7, 1983 г.); известны способы теплоизоляции нагнетательной скважины, в которых проводят спуск колонны НКТ, оборудованной пакером, пакерование и закачивание теплоизоляционного материала (см. п.№2120540 от 26.04.96 г., кл. Е 21 В 36/00, опубл в ОБ №29, 1998 г. и а.с. №1546614 от 01.07.87 г., кл. Е 21 В 36/00, опубл. в ОБ №8,1990 г.) Однако вышеуказанные способы не предназначены для теплоизоляции скважин в зоне ММП, а относятся к тепловым методам добычи вязкой нефти с целью уменьшения потерь тепла при нагнетании пара и транспортировке горячей нефти. Известно использование полых микросфер при изготовлении теплоизоляционных материалов (см. п. РФ №2213072 от 06.02.2002 г., кл. С 04 В 28/34, Е 04 В 1/82, опубл. в ОБ№27, 2003 г.; п. РФ №2154619 от 05.01.99 г., кл. С 04 В 38/08, опубл. в ОБ №23, 2000 г.; п. РФ №2174967 от 21.02.97 г., кл. С 04 В 28/24, С 04 В 111/40, опубл. в ОБ №29, 2001 г.; п. РФ №2151271 от 09.03.99 г., кл. Е 21 В 33/138, опубл. в ОБ №17, 2000 г.; п. РФ №2171241 от 21.05.99 г., кл. С 04 В 28/24, 111/40, опубл. в ОБ №21, 2001 г.; п. РФ №2086516 от 03.04.95 г., кл. С 04 В 26/26, 18/10, 111/20, 38/08, опубл. в ОБ №22, 1997 г.; п. РФ №2061172 от 23.06.95 г., кл. Е 21 В 33/138, 43/32, опубл. в ОБ №15, 1996 г.; п. РФ №2196119 от 25.10.00 г., кл. С 04 В 38/08, С 03 С 11/00, опубл. в ОБ №1, 2003 г.; п. РФ №2196876 от 30.10.00 г., кл. Е 21 В 33/138, опубл. в ОБ №2, 2003 г. и др.); известен незамерзающий тампон для низкотемпературных скважин, содержащий углеводородную жидкость и вспученный вермикулитовый песок (см. п. РФ №2167268 от 05.11.99 г., кл. Е 21 В 33/138, опубл. в ОБ №14, 2001 г.) На основании вышеизложенного нами не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие со всеми отличительными признаками заявляемого технического решения. Таким образом, последнее не следует явным образом из проанализированного уровня техники, т.е. соответствует условию "изобретательский уровень".

Пример приготовления суспензии (лабораторный).

К 1000 г стеклянных газонаполненных микросфер (ТУ 6-48-108-94) добавляют 1 г КШЖ (ТУ 9830-001-00001138-03), что составляет 0,1% от массы стеклянных газонаполненных микросфер. По методу двух температурно-временных интервалов определяют коэффициент теплопроводности стеклянных газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ (см. Особенности испытания тампонажных материалов для низкотемпературных скважин. Серия: Бурение газовых и газоконденсатных скважин. - М., ВНИИЭгазпром, 1989 г., стр.9). Коэффициент теплопроводности составил λ=0,037 Вт/м·К. В качестве незамерзающей жидкости используют флотореагент оксаль Т-80, плотность которого равна 1075 кг/м³ (меньше плотности скважинной жидкости, равной 1080 кг/м³). Экспериментальным путем подбирают соотношение стеклянных газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ и флотореагента оксаль Т-80: при соотношении 1000 г и 3818 мл достигают значения растекаемости 18,5. Стеклянные газонаполненные микросферы, обработанные КШЖ, массой 1000 г занимают объем V_гм, равный

, (т.к. насыпная плотность стеклянных газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ, равна 0,200 г/см³), Объем перового пространства рассчитывают по формуле

Коэффициент раздвижки зерен стеклянных газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ, составит:

Результаты опытов представлены в таблице.

Более подробно сущность заявляемого способа поясняется следующим примером.

В промысловых условиях проводят теплоизоляцию скважины №6071 Ямбургского газоконденсатного месторождения.

Исходные данные

Конструкция скважины:

Глубина спуска кондуктора550 мГлубина спуска эксплуатационной колонны1260 мГлубина спуска НКТ1130 мГлубина залегания подошвы ММП400 мИнтервал установки пакера1089,4-1094,4 мИнтервал перфорации1132,0-1161,8 мГлубина искусственного забоя1240 мНаружный диаметр НКТ, d0,089 мНаружный диаметр обсадной колонны, D_н0,168 мВнутренний диаметр обсадной колонны D_в0,148

Характеристика используемых материалов:

Плотность скважинной жидкости, ρ_ж1080 кг/м³Плотность стеклянных газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ, ρ550 кг/м³Насыпная плотность стеклянных газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ, ρ₀200 кг/м³

Оборудование:

Колонная головка КГ-ОКК 1-324Х219-210 ХЛ (Баку)

Фонтанная арматура ФА-АФК 6-150/100-210 ХЛ (Баку)

Колонну НКТ, оборудованную пакером марки ПН-ЯГМ-136-210 и циркуляционным клапаном марки КЦ.00.00.000 ПС спускают в скважину.

Определяют глубину закачивания теплоизоляционного материала в затрубное пространство скважины, образованное колонной НКТ и обсадной колонной

где H₁=400+50=450 м.

Определяют объем затрубного пространства V, образованного колонной НКТ и обсадной колонной, с учетом глубины закачивания теплоизоляционного материала

Для приготовления суспензии в качестве незамерзающей жидкости используют флотореагент оксаль Т-80, а в качестве газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ, - стеклянные газонаполненные микросферы, обработанные КШЖ.

Определяют объем жидкой фазы (флотореагент оксаль Т-80) V_ж, необходимый для приготовления суспензии

Определяют массу стеклянных газонаполненных микросфер

Q_гм=(V-V_ж)·ρ=(10,06-7,68)·550=1309 кг.

Проводят обработку стеклянных газонаполненных микросфер КШЖ. С помощью пескосмесительной машины стеклянные газонаполненные микросферы обрабатывают 1,31 кг КШЖ (0,1% от массы стеклянных газонаполненных микросфер). Следовательно, для приготовления суспензии берут 7,68 м³ флотореагента оксаль Т-80 и ≈1310 кг стеклянных газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ.

Закачивают теплоизоляционный материал в затрубное пространство скважины и продавливают его очищенными выхлопными газами ДВС от установки для освоения и капитального ремонта скважин, плавно создавая давление, на 5-10% превышающее разность гидростатического давления скважинной жидкости в колонне НКТ и затрубном пространстве. Рассчитывают объем выхода скважинной жидкости на устье скважины

Мерной емкостью цементировочного агрегата регистрируют излившуюся из НКТ жидкость в объеме V_п=3,14 м³.

После истечения из НКТ этого объема жидкости трубное и кольцевое пространство закрывают и проводят пакерование НКТ.

В кольцевом пространстве плавно снижают давление до атмосферного и проводят работы по освоению скважины.

При необходимости извлечения НКТ из скважины открывают циркуляционный клапан и промывочной жидкостью вымывают теплоизоляционный материал из кольцевого пространства.

Точная установка теплоизоляционного материала с улучшенными теплоизоляционными свойствами в заданном интервале затрубного пространства скважины, т.е. на глубину залегания подошвы ММП, а также исключение дополнительных операций способа и дополнительного технологического оборудования свидетельствуют об эффективности заявляемого способа.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию патентоспособности.

Способ теплоизоляции скважины в зоне многолетнемерзлых пород

Таблица№ п/ пТип газонаполненных микросферКШЖ,%Коэффициент теплопроводности, стеклянных газонаполненных микросфер, обработанных КШЖО(λ), Вт/м·КНезамерзающая жидкостьКоэффициент раздвижки зерен (m)Растекаемость, см1стеклянные0,10,037Флотореагент оксаль Т-801,218,520,30,0351,218,530,40,0361,218,540,050,0471,218,550,50,0361,218,56-0,0481,2518,0

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации месторождений в зоне многолетнемерзлых грунтов. Технический результат - повышение эффективности теплоизоляции скважин в зоне многолетнемерзлых пород. В способе теплоизоляции скважины в зоне многолетнемерзлых пород, предусматривающем спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, оборудованных пакером и циркуляционным клапаном, пакерование и закачивание теплоизоляционного материала в затрубное пространство скважины, образованное колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной, в качестве теплоизоляционного материала используют суспензию, состоящую из незамерзающей жидкости, плотность которой не превышает плотность скважинной жидкости, и газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира в количестве 0,1-0,4% от массы газонаполненных микросфер, закачивание теплоизоляционного материала проводят в объеме, необходимом для заполнения затрубного пространства скважины, на глубину, рассчитываемую по формуле, объем незамерзающей жидкости, массу газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, объем затрубного пространства от устья скважины до глубины закачивания теплоизоляционного материала и объем выхода скважинной жидкости на устье из трубного пространства также рассчитывают по формулам, пакерование проводят после продавливания теплоизоляционного материала газообразным агентом. В качестве газонаполненных микросфер можно использовать стеклянные, или алюмосиликатные, или полимерные газонаполненные микросферы. В качестве газообразного агента используют выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания или газ из шлейфа соседних скважин. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

1. Способ теплоизоляции скважины в зоне многолетнемерзлых пород, предусматривающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, оборудованных пакером и циркуляционным клапаном, пакерование и закачивание теплоизоляционного материала в затрубное пространство скважины, образованное колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной, отличающийся тем, что в качестве теплоизоляционного материала используют суспензию, состоящую из незамерзающей жидкости, плотность которой не превышает плотность скважинной жидкости, и газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира в количестве 0,1-0,4% от массы газонаполненных микросфер, причем закачивание теплоизоляционного материала проводят в объеме, необходимом для заполнения затрубного пространства скважины, на глубину, рассчитываемую по формуле

где Н - глубина закачивания теплоизоляционного материала, м;

H₁ - глубина залегания подошвы многолетнемерзлых пород с учетом величины разброса глубины залегания подошвы многолетнемерзлых пород равной 50 м, м;

ρ - плотность газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, кг/м³;

ρ_ж - плотность скважинной жидкости, кг/м,

при этом в суспензии объем незамерзающей жидкости и массу газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, рассчитывают по формулам

Q_гм=(V-V_ж)·ρ,

где V_ж - объем незамерзающей жидкости, м³;

ρ₀ - насыпная плотность газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира кг/м³;

V - объем затрубного пространства от устья до глубины закачивания теплоизоляционного материала, м³, определяемый по формуле

где π - величина, равная отношению длины окружности к ее диаметру;

D_в - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

d - наружный диаметр насосно-компрессорных труб, м;

m - коэффициент раздвижки зерен газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, 1,05-1,25;

Q_гм - масса газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, кг,

и дополнительно продавливают теплоизоляционный материал газообразным агентом, обеспечивающим разделение суспензии на твердую и жидкую фазы, до момента выхода на устье скважинной жидкости из трубного пространства насосно-компрессорных труб, в объеме V_п, рассчитываемом по формуле,

V_п - объем выхода скважинной жидкости, м³,

а пакерование проводят после продавливания теплоизоляционного материала газообразным агентом.