СИСТЕМА И СПОСОБ ТЕМПЕРАТУРНОЙ СТАБИЛИЗАЦИИ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Российский патент 2024 года по МПК E21B36/00 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации месторождений, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород.

Более половины территории Российской Федерации занимают многолетнемерзлые породы (ММП), являющиеся основной базой добычи углеводородов (УВ). В процессе бурения и эксплуатации скважин происходит повышение температуры ММП, вследствие чего идет их оттаивание. В случае слишком близкого расположения устьев скважин друг к другу, при эксплуатации, происходит активное растопление окружающих многолетнемерзлых пород, что в итоге может привести к просадке грунта, обвалам, которые в свою очередь могут приводить к ряду осложнений и аварий в процессе бурения и эксплуатации скважин.

По данным Росгидромета, 21% аварий в Восточной Сибири и многих других регионах происходит из-за механического воздействия на мерзлую породу. При строительстве и эксплуатации скважина является источником теплоты, что приводит к оттаиванию ММП. В связи с этим решение проблемы оттаивания ММП является актуальной задачей при развитии добычи углеводородов [Разработка опытного образца устройства для термостабилизации мерзлой породы / П.Л. Павлова, М.В. Колосов, П.М. Кондрашов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2014. №6. - С. 679-698].

В настоящее время в Российской практике наиболее надежным и широко применяемым на сегодняшний день способом предотвращения оттаивания многолетнемерзлых пород при бурении и эксплуатации скважин является использование термокейсов (Шанаенко В.В. Бурение в вечной мерзлоте больше не проблема // Нефтегазовая вертикаль. - Тюмень, 2014. - С. 48-50).

Главные достоинства применения термокейсов - это сокращение количества грунта, необходимого на отсыпку, вследствие чего снижаются затраты компании, а также производят уменьшение кустовой площадки, в результате чего сокращается допустимое расстояние между устьями. При уменьшении размера кустовой площадки в равной степени уменьшается негативное воздействие нефтепромысла на окружающую среду.

Однако применение данной технологии имеет существенные недостатки, главным из которых является возможность применения только в условиях неглубоких слоев многолетнемерзлых грунтов с глубиной до 30 м.

Также из имеющихся технологических решений предотвращения оттаивания ММП следует отметить: вертикальные термостабилизаторы сезонного действия; термостабилизаторы индивидуальные круглогодичного действия с использованием малогабаритных компрессорных установок; системы охлаждения грунтов круглогодичного действия с использованием компрессорной установки; термоизолирующие направления обсадной трубы.

Из имеющегося уровня техники также известна конструкция нефтяных и газовых скважин с устройством для температурной стабилизации грунтов приустьевой зоны, состоящим из вертикальных охлаждающих труб (термостабилизаторов), работающих по принципу двухфазного естественно-конвективного устройства и расположенных одним или несколькими осесимметричными контурами вокруг эксплуатационной скважины. Охлаждающие трубы контура закольцованы (связаны между собой в верхней части общим коллектором) и подключены к общему конденсаторному блоку, который расположен на насыпи кустовой площадки вне пределов зоны проезда обслуживающей техники. Верхние торцы термостабилизаторов, а также все соединительные патрубки между конденсаторным блоком и термостабилизаторами заглублены в грунт и защищены от механических воздействий, возникающих при проезде и установке вблизи устья ремонтной и иной техники, обслуживающей скважину в период ее эксплуатации [Материалы международной научно-практической конференции по инженерному мерзлотоведению, посвященной ХХ-летию ОООНПО «Фундаментстройаркос», Тюмень 7-10 ноября 2011].

Известна также система термостабилизации приустьевой зоны добывающей скважины, включающая установленные непосредственно за направлением скважины в трубках-контейнерах естественно-конвективные охлаждающие трубки малого диаметра с конденсаторами, выведенными на поверхность [патент на изобретение RU №2209934, МПК 7 Е21В 36/00, 2003].

Известна система термостабилизации приустьевой зоны скважин, включающая совокупность вертикальных двухфазных термостабилизаторов, размещенных вокруг ствола скважины, причем конденсаторная часть каждого из них выведена на поверхность за пределами зоны проезда обслуживающей техники [патент на полезную модель RU №115820U1, Е21В 36/00; F25D 31/00 (2006.01), 2012].

Задача настоящего изобретения заключается в создании системы и способа температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин, обеспечивающих устойчивую термостабилизацию многолетнемерзлых пород, контактирующих с обсадной колонной с возможностью применения в условиях глубоких слоев многолетнемерзлых грунтов.

Поставленная задача решается тем, что система температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин представляет собой замкнутую циркуляционную систему, содержащую соединенные между собой циркуляционный насос, модуль охлаждения хладагента, трубу для ввода хладагента в затрубное пространство скважины и трубу забора хладагента из нижней части затрубного пространства скважины в замкнутую циркуляционную систему, расположенную в нижней части затрубного пространства скважины. При этом труба ввода хладагента в затрубное пространство скважины собой представляет собой затрубный трубопровод фонтанной арматуры высокого давления, а труба забора хладагента из затрубного пространства скважины может представлять собой капиллярные трубопроводы высокого давления. При этом с целью герметизации капиллярной циркуляционной системы на устье скважины установка трубы забора хладагента на устье скважины осуществляется через капиллярный ввод планшайбы.

При этом в предпочтительном варианте исполнения забор хладагента из затрубного пространства осуществляется на глубине 150 м.

Модуль охлаждения подключен через байпасный трубопровод к технологическому трубопроводу и представляет собой емкость с теплоизоляционным контуром и элементами ввода и вывода хладагента, выполненную вокруг системы охлаждения газа, содержащей соединенные между собой элемент ввода газа, сопло Лаваля, камеру торможения потока газа и элемент отвода газа. В предпочтительном варианте исполнения для улучшения процесса охлаждения хладагента на наружной стенке системы охлаждения газа модуля охлаждения хладагента выполнены ребра охлаждения, а наружный корпус модуля охлаждения хладагента термоизолирован.

С целью контроля расхода газа на байпасном трубопроводе, обеспечивающем подключение модуля охлаждения хладагента к технологическому трубопроводу, может быть выполнена регулирующая арматура.

Система температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин дополнительно может содержать автономный источник питания, обеспечивающий работу циркуляционного насоса.

Способ температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин включает в себя следующие этапы:

- Частичное отведение газа, поступающего из скважины по технологическому трубопроводу на байпасный трубопровод в модуль охлаждения хладагента, представляющий собой емкость для хладагента, внутри которой расположена система охлаждения газа.

- Снижение температуры газа до -45°С за счет прохождения газа через сопло Лаваля и камеру торможения потока газа и получения эффекта Джоуля-Томпсона.

- Снижение температуры хладагента за счет его контакта с наружной стенкой системы охлаждения газа.

- Подача охлажденного хладагента из модуля охлаждения хладагента в верхнюю часть затрубного пространства скважины;

- Обеспечение хладагентом температурной стабилизации многолетнемерзлых пород, контактирующих с обсадной колонной.

- Забор отработанного хладагента из нижней части затрубного пространства скважины и его направление в модуль охлаждения хладагента для повторения цикла.

При этом газ, выходящий из модуля охлаждения хладагента, отводится обратно в технологический трубопровод через компрессор или отводится на факел через отдельный трубопровод.

При этом расход частично отводимого газа, поступающего из скважины по технологическому трубопроводу на байпасный трубопровод в модуль охлаждения хладагента, может задаваться с помощью регулирующей арматуры.

Схема работы системы термостабилизации ММП представлена на фиг. 1.

На фиг. 1 представлена система температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин, где 1 - циркуляционный насос; 2 - модуль охлаждения хладагента; 3 - труба ввода хладагента в затрубное пространство скважины; 4 - труба забора хладагента из затрубного пространство скважины; 5 - элемент ввода хладагента в емкость охлаждения; 6 - элемент вывода хладагента из емкости охлаждения; 7 - элемент ввода газа в систему охлаждения газа; 8 - сопло Лаваля; 9 - камера торможения потока газа; 10 - элемент отвода газа; 11 - теплоизоляционный контур модуля охлаждения хладагента; 12 - ребра охлаждения; 13 - регулирующая арматура.

Система работает следующим образом.

Газ из скважины, который поступает по технологическому трубопроводу на переработку частично отводится через байпасный трубопровод на модуль охлаждения хладагента 2. При этом расход частично отводимого газа, поступающего из скважины по технологическому трубопроводу на байпасный трубопровод в модуль охлаждения хладагента, может быть задан с помощью регулирующей арматуры 13.

В модуле охлаждения хладагента за счет эффекта Джоуля-Томпсона происходит снижение температуры газа с +35°С до -45°С на сопле Лаваля 8, после чего охлажденный газ отбирает тепло у хладагента и охлаждает его до требуемой температуры. Предпочтительно снижение температуры хладагента в модуле охлаждения 2 осуществляется до температуры -18°С.

Далее охлажденный хладагент из модуля охлаждения 2 подается через трубу ввода 3 хладагента, представляющую собой затрубный трубопровод фонтанной арматуры высокого давления, в затрубное пространство скважины.

С глубины 150 м отработанный хладагент забирается обратно через трубу забора 4 хладагента, представляющую собой капиллярный трубопровод высокого давления, и поступает в модуль охлаждения 2 хладагента. С целью герметизации циркуляционной системы на устье скважины забор хладагента из затрубного пространство скважины осуществляется через капиллярный ввод планшайбы (на фиг. не показана).

В свою очередь газ, выходящий из модуля охлаждения 2 хладагента, отводится либо обратно в технологический трубопровод, например, через компрессор, либо отводится на факел через отдельный трубопровод.

Циркуляционный насос обеспечивает создание избыточного давления в заявляемой системе с целью создания циркуляции охлажденного хладагента в затрубном пространстве скважины. По мере циркуляции хладагента в затрубном пространстве скважины происходит устойчивая термостабилизация многолетнемерзлых пород, контактирующих с обсадной колонной.

Конструктивные особенности заявляемого технического решения позволяют обеспечить возможность ее применения в том числе в условиях глубоких слоев многолетнемерзлых грунтов и обеспечить устойчивую термостабилизацию многолетнемерзлых пород, контактирующих с обсадной колонной, что подтверждает достижение технического результата.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована при освоении и эксплуатации месторождений, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород. Система температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин представляет собой замкнутую циркуляционную систему, содержащую последовательно установленные и соединенные между собой циркуляционный насос, модуль охлаждения хладагента, трубу ввода хладагента в затрубное пространство скважины, трубу забора хладагента из затрубного пространства скважины в замкнутую циркуляционную систему, расположенную в нижней части затрубного пространства скважины. При этом модуль охлаждения хладагента подключен через байпасный трубопровод к технологическому трубопроводу и представляет собой емкость с элементами ввода и вывода хладагента, выполненную вокруг системы охлаждения газа, содержащей соединенные между собой элемент ввода газа, сопло Лаваля, камеру торможения потока газа и элемент отвода газа. Способ предусматривает частичное отведение газа, поступающего из скважины по технологическому трубопроводу на байпасный трубопровод в модуль охлаждения хладагента, представляющий собой емкость для хладагента, выполненную вокруг системы охлаждения газа, обеспечивающую снижение температуры газа до -45°С за счет прохождения газа через сопло Лаваля и камеру торможения потока газа и получения эффекта Джоуля-Томпсона. Осуществляют снижение температуры хладагента за счет его контакта с наружной стенкой системы охлаждения газа. Подают охлажденный хладагент из модуля охлаждения хладагента в трубу ввода хладагента в затрубное пространство скважины и далее в затрубное пространство скважины. Обеспечивают хладагентом температурной стабилизации многолетнемерзлые породы, контактирующие с обсадной колонной. Осуществляют забор отработанного хладагента и направление его в модуль охлаждения хладагента. При этом газ, выходящий из модуля охлаждения хладагента, отводится обратно в технологический трубопровод или отводится на факел через отдельный трубопровод. Техническим результатом является повышение эффективности температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Система температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин, представляющая собой замкнутую циркуляционную систему, содержащую последовательно установленные и соединенные между собой циркуляционный насос, модуль охлаждения хладагента, трубу ввода хладагента в затрубное пространство скважины, трубу забора хладагента из затрубного пространства скважины в замкнутую циркуляционную систему, расположенную в нижней части затрубного пространства скважины, при этом модуль охлаждения хладагента подключен через байпасный трубопровод к технологическому трубопроводу и представляет собой емкость с элементами ввода и вывода хладагента, выполненную вокруг системы охлаждения газа, содержащей соединенные между собой элемент ввода газа, сопло Лаваля, камеру торможения потока газа и элемент отвода газа.

2. Система температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин по п. 1, отличающаяся тем, что труба забора хладагента из затрубного пространства скважины установлена через капиллярный ввод планшайбы.

3. Система температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин по п. 1, отличающаяся тем, что труба ввода хладагента в затрубное пространство скважины собой представляет собой затрубный трубопровод фонтанной арматуры высокого давления, а труба забора хладагента из затрубного пространства скважины представляет собой капиллярный трубопровод высокого давления.

4. Система температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин по п. 1, отличающаяся тем, что труба забора хладагента из затрубного пространства расположена в затрубном пространстве скважины на глубине 150 м.

5. Система температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин по п. 1, отличающаяся тем, что наружная стенка системы охлаждения газа модуля охлаждения хладагента содержит ребра охлаждения, а наружный корпус модуля охлаждения термоизолирован.

6. Система температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин по п. 1, отличающаяся тем, что на байпасном трубопроводе, обеспечивающем подключение модуля охлаждения хладагента к технологическому трубопроводу, выполнена регулирующая арматура.

7. Способ температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин, предусматривающий частичное отведение газа, поступающего из скважины по технологическому трубопроводу на байпасный трубопровод в модуль охлаждения хладагента, представляющий собой емкость для хладагента, выполненную вокруг системы охлаждения газа, обеспечивающую снижение температуры газа до -45°С за счет прохождения газа через сопло Лаваля и камеру торможения потока газа и получения эффекта Джоуля-Томпсона, снижение температуры хладагента за счет его контакта с наружной стенкой системы охлаждения газа, подачу охлажденного хладагента из модуля охлаждения хладагента в трубу ввода хладагента в затрубное пространство скважины и далее в затрубное пространство скважины, обеспечение хладагентом температурной стабилизации многолетнемерзлых пород, контактирующих с обсадной колонной, забор отработанного хладагента и направление его в модуль охлаждения хладагента, при этом газ, выходящий из модуля охлаждения хладагента, отводится обратно в технологический трубопровод или отводится на факел через отдельный трубопровод.

8. Способ температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин по п. 7, отличающийся тем, что ввод хладагента в затрубное пространство скважины производится через затрубный отвод фонтанной арматуры, а забор отработанного хладагента из затрубного пространства скважины осуществляют по капиллярному трубопроводу через капиллярный ввод планшайбы.

9. Способ температурной стабилизации многолетнемерзлых пород газодобывающих скважин по п. 7, отличающийся тем, что расход частично отводимого газа, поступающего из скважины по технологическому трубопроводу на байпасный трубопровод в модуль охлаждения хладагента, задается с помощью регулирующей арматуры.