способ теплоизоляции скважин в зоне вечной мерзлоты

Формула изобретения

1. Способ теплоизоляции скважин в зоне вечной мерзлоты, включающий установку пакера и образование теплоизоляционного слоя путем закачки пенопласта в скважину, отличающийся тем, что пенопласт используют в виде гранул в смеси с цементно-сапропелевым вяжущим, при этом теплоизоляционный слой формируют в талой зоне затрубного (заколонного) пространства скважины путем образования инъекционных труб, заложенных под острым углом к колонне скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что гранулы пенопласта содержат фракции материала с диаметром d₁ = 2 - 7 мм и d₂ = 7 - 10 мм в соотношении (20 - 30) - (80 - 70) (об.%).

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что цементно-сапропелевое вяжущее содержит смесь цемент : сапропель = (1 : 5) - (1 : 3) по сухому веществу.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что теплоизоляционный материал используют в следующем соотношении, мас.%:

Цементно-сапропелевое вяжущее с водоцементным отношением 0,4 - 0,5 - 90 - 93

Гранулы пенопласта - 7 - 10

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что нижние основания труб-инъекторов укрепляют цементным комлем в грунте.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что верхние концы труб-инъекторов связывают между собой и оголовком колонны скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых "горячих" скважин в зоне вечной мерзлоты.

Уровень техники

Известно, что для теплоизоляции нефтяных и газовых скважин применяются различные теплоизоляционные материалы и способы их введения как в межтрубное пространство над пакером, образованное насосно-компрессионными трубами и обсадной колонной скважины, так и в за колонное кольцевое пространство, образованное в результате таяния мерзлых грунтов под воздействием тепловых флюидов "горячих" скважин.

Известен способ теплоизоляции скважин и повышение устойчивости обсадных колонн в мерзлом грунте, включающий применение расширяющихся цементных растворов. Известны тампонажные растворы, применяемые не только для укрепления скважин, но и для создания теплоизоляции и герметичности за колонного пространства, в виде водных растворов вяжущего с добавлением, например, доменного гранулированного шлака, кремнеземистых пород, гипса и т.д. (авторское свидетельство 306252, кл. E 21 В 33/10. Способ приготовления тампонажных растворов для крепления "горячих" нефтяных и газовых скважин. 11.06.1971. Бюл. N 19).

Недостатками этого способа являются большие затраты цемента, и невысокую теплоизоляцию скважин в зоне вечной мерзлоты.

Прототипом предлагаемого изобретения является способ теплоизоляции скважин в зоне вечной мерзлоты, включающий установку пакера и образование теплоизоляционного слоя путем закачки пенопласта в скважину, с последующим удалением талой воды. Теплоизоляционный слой создают в виде пены карбомидформальдегидных пенопластов, через устье в межтрубное пространство над пакером, образованное насосно-компрессионными трубами и обсадной колонной скважины при помощи напорного шланга, перемещающегося по мере заполнения этой зоны материалом (авторское свидетельство 1546616, кл. E 21 В 26/00. Способ теплоизоляции нагнетательной скважины. 28.02.1990. Бюл. N 8).

Недостатком прототипа является незначительная прочность теплоизоляционной пены, а также малая устойчивость обсадной колонны при весенне-летнем оттаивании мерзлого грунта в верхней части за колонного пространства. Применение теплоизоляционного подобного материала с незначительной прочностью проблематично без дополнительного повышения устойчивости колонны в зоне вечной мерзлоты.

Сущность изобретения

Задачей изобретения является повышение теплоизоляции скважин в зоне вечной мерзлоты за счет устранения процесса оттаивания мерзлого грунта вокруг эксплуатируемых "горячих" скважин, при одновременном повышении устойчивости колонны скважины.

Поставленная задача достигается тем, что в способе теплоизоляции скважин в зоне вечной мерзлоты, включающем установку пакера и образование теплоизоляционного слоя путем закачки пенопласта в скважину, согласно изобретения, пенопласт используют в виде гранул в смеси с цементно-сапропелевым вяжущим, при этом теплоизоляционный слой формируют в талой зоне за колонного пространства скважины путем образования инъекционных труб заложенных под острым углом к колонне скважины. Целесообразно, чтобы гранулы пенопласта содержали фракции материала с диаметром d₁ = 2 - 7 мм и d₂ = 7 - 10 мм в соотношение d₁: d₂ = (20 - 30) : (80 - 70) в объемных процентах. При этом желательно, чтобы цементно-сапропелевое вяжущее содержало бы смесь цемент : сапропель = (1: 5) -(1: 3) по сухому веществу. Кроме того, преимущественно теплоизоляционный материал используют в следующем соотношении, в мас.%:

цементно-сапропелевое вяжущее с водоцементным отношением 0,4 - 0,5 - 90 - 93

гранулы пенопласта - 10 - 7

Кроме того, нижние основания труб-инъекторов укрепляют цементным комлем в грунте, а верхние концы труб-инъекторов связывают между собой и оголовком колонны скважины.

Внесение теплоизоляционного материала в талую зону непосредственно у стенок колонны скважины приводит к быстрому смерзанию основного талого объема грунта и предотвращает негативные явления в скважине, а именно - деформацию и разрыв на кондукторе скважины, смятие обсадной трубы при повторном замерзании талой зоны и т. д.

Для приготовления теплоизоляционного материала используют гранулы пенопласта в смеси двух фракций d₁ = 2 - 7 мм и d₂ = 7 - 10 мм при соотношении в объемных % = (20 - 30%) : (80 - 70%). При содержании гранул d₁<20%, наблюдается недостаточность в структурной упаковке с гранулами d₂, т.е. наблюдается неполное заполнение свободного пространства гранулами d₁. При содержании гранул d₁>30 %, также наблюдается недостаточность структурной упаковки и снижение непосредственных контактов гранул d₂ друг с другом. Это приводит к увеличению порового пространства, которое не достаточно заполняется теплоизоляционным наполнителем, в качестве которого используется цементно-сапропелевое связующее.

В качестве минерального вяжущего можно применять цемент любой марки, но лучше всего расширяющийся тампонажный цемент. Вяжущая цементно-сапропелевая смесь состоит из двух компонентов цемента и сапропеля при следующих весовых соотношениях по сухому веществу (1:6) - (1:3). При уменьшении цемента в смеси не обеспечивает создание прочной пространственной структуры вяжущего, а увеличение содержания цемента - не целесообразно из-за его перерасхода при том же структурирующе-упрочняющем эффекте. Новизна заявляемого способа заключается в том, что в качестве теплоизолирующего материала используют смесь следующего состава в мас.%:

пенопластовые гранулы - 7 - 10

цементно-сапропелевое вяжущее при водоцементном отношении 0,4 - 0,5 - 93 - 90

который закачивают в вязкопластичном состоянии в талую зону вокруг "горячей" скважины через инъекторы забуренные под острым углом к колонне на глубину, обеспечивающую ее устойчивость.

Теплоизоляционный материал создает завесу и по мере схватывания цементно-сапропелевого связующего способствует активизации криогенных процессов на границе с мерзлым грунтом, что приводит к частичному уплотнению теплоизоляционного слоя, а дополнительный металлический каркас из труб-инъекторов, жестко связанных в грунте цементным комлем и на поверхности сварной железной арматурой, обеспечивают устойчивое положение оголовка колонны скважины.

Лучший вариант осуществления способа

Теплоизоляционный материал приготавливали в шнековом смесителе, в который помещали сапропель, не подвергавшийся промораживанию, а также воду из расчета получения 20 - 30-ти мас.% твердой фазы. В процессе перемешивания сапропелевой суспензии вносили расчетную дозу цемента марки 400. В течение 30-ти минутного перемешивания в текуче-вязкопластичную цементно-сапропелевую массу с водно-цементным отношением 0,4 - 0,5 вносили 7-10% гранулированного пенопласта установленного фракционного состава к массе вяжущего.

Теплоизоляционный материал нагнетали в вязкопластичном или текуче-вязкопластичном состоянии через трубу-инъектор в зону оттаявшего заколонного пространства Теплоизоляционный материал состоит из гранул пенопласта и цементно-сапропелевого вяжущего. Инъекторы вводили бурением боковой наклонной скважины под острым углом к колонне до талой зоны на глубину, обеспечивающей устойчивость работы скважины. Проводили пробную продувку или промывку талой зоны от самого углубленного инъектора для установления и последующего удаления ледяных пробок между оттаявшими слоями и линзами в мерзлых грунтах. Удаление ледяных пробок осуществляли с помощью электронагревателя. После прочистки талой зоны от ледяных пробок создавали нижний пакер или цементную пробку путем закачивания через самый глубокий инъектор теплоизоляционного материала с плотностью, близкой к плотности воды. После укрепления нижнего пакера производится закачка теплоизоляционного материала последовательно через трубы-инъекторы, забуренные с разных сторон и на разные глубины. После заполнения талой зоны теплоизоляционным материалом, трубы-инъекторы остаются в мерзлом грунте и укрепляются там цементным камнем (комлем) путем закачки цементного раствора, а на поверхности земли эти трубы в количестве 4 - 6 штук стягиваются сварной металлической арматурой с оголовком колонны скважины. На основе этой арматуры может создаваться монолитная железобетонная плита вокруг устья скважины, полностью перекрывающая щель на поверхности земли, и тем самым обеспечивает устойчивость колонны скважины. Такая перевернутая пирамидальная конструкция в сочетании с теплозащитным экраном в самой опасной зоне мерзлого грунта обеспечивает нормальную эксплуатацию скважины в любой период года.

Из полученного таким способом теплоизоляционного материала формировались цилиндрические образцы диаметром 50 мм и высотой 80 мм. Через 28 суток определялись - плотность, прочность на одноосное сжатие и теплопроводность методом термозонда. Результаты опытов представлены в таблице 1.

В результате 28-ми суточного хранения образцов в холодильной камере при температуре +1 - +5^o сформировались структуры теплоизоляционные материалы, характерные для условий за колонного пространства скважины в районе мерзлого грунта. Так плотность материала при увеличении содержания в нем гранул пенопласта 5 мас.% снижается в два раза по сравнению с контрольными цементно-сапропелевыми образцами. Дальнейшее увеличение пенопластового материала до 7 мас. % и до 10 мас.% сопровождается значительным снижением плотности в 1,5 - 2,3 раза по сравнению с вариантом 5-ти процентного содержания гранул пенопласта. При этом прочность на одноосное сжатие этих образцов практически близки 0,52 - 0,57 МПа, что в 2,6 - 2,9 раза меньше чем в образцах цементно-сапропелевого вяжущего.

За счет уплотнения теплоизоляционного материала еще на стадии пластичного состояния происходит формирование более компактной упаковки гранул и тесного их взаимодействия друг с другом с вытеснением цементно-сапропелевого вяжущего в свободный объем пор материала. Эластично-упругие свойства теплоизоляционного материала с содержанием гранул пенопласта 7 - 10 мас.%, установленные при испытании образцов на сжатие, обуславливают снижение прямого механического воздействия при распространении фронта промерзания грунта на стенки колонны скважины.

Предлагаемый способ теплоизоляции значительно эффективнее по сравнению с существующими. При содержании в цементно-вяжущем гранулированного пенопласта порядка 7 - 10 мас.%, показатель теплопроводности в образцах стабилизируется на уровне = 0,046 - 0,045 Вт/м^oC.

Внесение теплоизоляционного материала осуществлялось на нефтяной скважине, где мерзлая порода представлена песками с линзами суглинка и супеси цементированными льдом при объемной льдистости пород порядка 70 - 85%. При непрерывной работе нефтяной скважины с температурой флюида 10 - 25^oC в заколонной зоне сформировалась талая зона. Профиль талой зоны представлял конус в мерзлом почво-грунте на поверхности с диаметром до трех метров и с последующим сужением до 0,1 - 0,2 м на глубине пяти метров и далее. Наиболее опасная зона для устойчивого функционирования скважины в мерзлых грунтах находится в интервале 0 - 80 метров. При поступлении горячей нефти на внешней стороне колонны образуется талая зона, заполненная водной суспензией, при этом, по профилю глубиной части талой зоны наблюдаются ледяные пробки, одна из которых выявлена на глубине 20 - 25 метров на суглинистой прослойке мерзлого грунта, которая использована для получения нижнего пакера. В пробуренные под острым углом к колонне четыре скважины, осенью, через инъекторы закачан теплоизоляционный материал с составом по второму варианту (Таблица 1. ). Трубы инъекторов в грунте укреплялись цементным комлем путем закачки цементного раствора, а в верхней части эти трубы были жестко связаны сварной арматурой, на основе которой создана железобетонная плита. Предложенная конструкция жесткого каркаса из инъекционных труб, оставленных в мерзлом грунте, и железобетонная плита над устьем скважины обеспечивала устойчивую работу скважины. Наблюдения за работающей нефтяной скважиной в весенне-летнем сезоне показали отсутствие талой зоны в верхнем 5-ти метровом слое грунта вокруг укрепленной колонны.