СТО Газпром 16-2005

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 16-2005

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 16-2005

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ”


 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


CИСТЕМА СТАНДАРТИЗАЦИИ ОАО “ГАЗПРОМ”


РЕГЛАМЕНТ

ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ КРЕПИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН И ИХ КОНСТРУКЦИЙ С УЧЕТОМ СВОЙСТВ

МЕРЗЛЫХ ПОРОД



СТО Газпром 16-2005


Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ”


Общество с ограниченной ответственностью “ТюменНИИгипрогаз ”


Общество с ограниченной ответственностью “Информационно-рекламный центр газовой промышленности”


Москва 2005

Предисловие


  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВВЕДЕН ВЗАМЕН

Обществом с ограниченной ответственностью “ТюменНИИгипрогаз”


Департаментом стратегического развития ОАО “Газпром”


Распоряжением ОАО “Газпром” от 21 ноября 2005 г. № 353 с 1 января 2006 г.


НД 00158758-246-2003


© ОАО “Газпром”, 2005

© Разработка ООО “ТюменНИИгипрогаз”, 2005

© Оформление ООО “ИРЦ Газпром”, 2005


Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО “Газпром”

Содержание

Введение IV

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения, обозначения и сокращения 2

  4. Общие положения и определения 3

  5. Требования к проектированию и производству работ

    по проводке и креплению скважин в интервале мерзлых пород 7

  6. Расчет параметров области протаивания вокруг отдельной скважины 10

  7. Расчет параметров области протаивания вокруг скважины в кусте 13

  8. Расчет поровых давлений и осадок оттаявших пород вокруг скважины 15

  9. Расчет дополнительных нагрузок на крепь за счет оттаивания пород 17

  10. Методика расчета продольной устойчивости крепи скважины 18

  11. Направления и способы увеличения продольной устойчивости

    крепи в разрезе мерзлых пород 23

    Приложение А (обязательное) Графики функции F (r/а) при

    различных значениях z/a и для расчета радиусов протаивания вокруг отдельной скважины по формуле (6.1) 26

    Приложение Б (обязательное) Графики функции Ф () для расчета параметра по формуле (7.1) и радиуса протаивания вокруг

    скважины в кусте по формуле (7.2) 29

    Приложение В (справочное) Примеры выполнения расчетов

    к разделам 6, 7, 8, 9 33

    Приложение Г (обязательное) Номограммы определения критической длины типовых конструкций скважин для вариантов

    расчетных схем А, Б, В и Г 37

    Приложение Д (обязательное) Таблица определения критической длины типовых конструкций скважин для вариантов

    расчетных схем Д и Е 40

    Приложение Е (справочное) Примеры схем опорно-центрирующих устройств 42

    Библиография 43

    ВВЕДЕНИЕ


    Обеспечение эксплуатационной надежности газодобывающих скважин в криолитозоне требует проектирования специальных мероприятий как при выполнении работ по их проводке и креплению, так и при назначении конструкций их крепи. При проектировании работ по проводке и креплению скважин должны быть выработаны мероприятия, направленные на минимизацию влияния следующих процессов и факторов, потенциально снижающих надежность крепи:

    • повышенное кавернообразование при бурении мерзлых пород;

    • недозаполнение каверн тампонажным раствором;

    • слабое сцепление тампонажного камня с мерзлыми породами;

    • низкие значения давления гидроразрыва мерзлых пород, приводящие к недоподъему тампонажного раствора до устья.

      При проектировании конструкций скважин следует исходить из требований обеспечения необходимой прочности крепи при воздействиях, специфичных для условий криолитозоны:

    • прочность крепи на смятие должна быть выше значений напряжений, возникающих при замерзании водосодержащих масс в замкнутых объемах при обратном промерзании пород при вынужденной или плановой остановке скважин;

    • характеристики жесткости крепи должны быть достаточными для обеспечения ее продольной устойчивости при совокупном действии вертикальных нагрузок в интервале залегания сильнольдистых пород, оттаивание которых приводит к потере крепью боковой опоры.

    Опыт строительства и эксплуатации скважин в криолитозоне, а также результаты выполненных исследований показывают, что первая группа вопросов может быть решена при соблюдении специальных требований к технологии проводки ствола и качественным показателям применяемых буровых и тампонажных растворов. Совокупность этих требований сформулирована в разделе 5 настоящего стандарта.

    Определение конструктивных параметров крепи, обеспечивающих ее надежность в интервале мерзлых пород, производится расчетными методами. В настоящем стандарте впервые приведена методика расчета крепи на продольную устойчивость, которая позволяет установить значения требуемой жесткости элементов конструкции исходя из характеристик оттаивания мерзлых пород (раздел 10). Методы расчета, изложенные в разделах 8 и 9, позволяют определить длину свободного от боковой опоры участка крепи,

    а также дополнительные осевые нагрузки на крепь, возникающие при оттаивании пород. Эти параметры являются исходными при расчете крепи на продольную устойчивость. Методы расчета, приведенные в разделах 6 и 7, позволяют дать общую оценку нарушений состояния пород при эксплуатации скважин в криолитозоне. Возможные пути повышения продольной устойчивости крепи с помощью конструктивных решений изложены в разделе 11.

    Настоящий стандарт учитывает всю совокупность негативных факторов, влияющих на эксплуатационную надежность газодобывающих скважин в криолитозоне, и позволяет осуществлять проектирование их конструкций, а также работ по их проводке и креплению на основе современных знаний и накопленного опыта строительства и эксплуатации в условиях криолитозоны.


    Работу выполнили сотрудники:

    от ООО “ТюменНИИгипрогаз”:

    Кашкаров Н.Г. – канд. техн. наук, зав. отделом технологии бурения скважин, Пермитин А.Г. – ведущий инженер,

    Ребякин А.Н. – зав. отделом разработки проектов бурения, Чупрунов М.В. – старший научный сотрудник,

    Тюрин А.В. – зав. лабораторией крепления скважин,

    Штоль В.Ф. – канд. техн. наук, зам. генерального директора по научным и проектным работам в области строительства скважин,

    Щербич Н.Е. – канд. техн. наук, зав. отделом крепления скважин,

    Горелик Я.Б. – д-р геол.-минер. наук, заведующий отделом геотехнического мониторинга в криолитозоне,

    Сысоев Ю.С. – младший научный сотрудник,

    Чепикова Е.А. – инженер

    от ИКЗ СО РАН:

    Колунин В.С. – канд. физ.-мат. наук, ведущий научный сотрудник, Решетников А.К. – канд. геол.-минер. наук, старший научный сотрудник

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА

    “ГАЗПРОМ”


    image

    РЕГЛАМЕНТ

    ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ КРЕПИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН И ИХ КОНСТРУКЦИЙ С УЧЕТОМ СВОЙСТВ МЕРЗЛЫХ ПОРОД


    image

    Дата введения – 2006-01-01


    1. Область применения

      Настоящий стандарт разработан с целью обеспечения надежности крепи скважины в районах распространения многолетнемерзлых пород (ММП) с учетом достигнутого научного и технического уровня в области проектирования и строительства скважин. В стандарте определены подходы к проектированию конструкций скважин, требования к их проводке и креплению в интервале мерзлых пород. Приведены методики расчета: продольной устойчивости крепи; области протаивании и величины просадок пород; дополнительных нагрузок на крепь при оттаивания пород. Изложены концептуальные направления и способы повышения устойчивости конструкций скважин.

      Настоящий стандарт предназначен для организаций, осуществляющих проектирование и строительство газодобывающих скважин в многолетнемерзлых породах.

      Соблюдение положений и требований настоящего регламента обязательно для всех организаций, ведущих проектирование и строительство скважин на месторождениях севера Тюменской области.

    2. Нормативные ссылки

      В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативные документы: ГОСТ 1581-96 Портландцементы тампонажные. Технические условия.

      ГОСТ 12248-96 Грунты. Методы лабораторного определения характеристик прочности и деформируемости.

      ГОСТ 25100-95 Грунты. Классификация.


      image


      Издание официальное

      ГОСТ 25358 -82 Грунты. Метод полевого определения температуры.

      СТО Газпром 15-2005. “Методика прогноза параметров области протаивания и зоны просадок пород в приустьевой зоне добывающих скважин”.

    3. Термины, определения, обозначения и сокращения

      В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

      1. жесткость крепи скважины: Способность конструкции противостоять внешним нагрузкам в отношении деформации.

      2. устойчивость крепи скважины: Способность конструкции и ее элементов сохранять первоначальную форму упругого равновесия.

      3. свободный участок крепи: Длина участка крепи, не имеющей опоры на породы.

      4. критическая длина: Длина свободного участка крепи, превышение которой вызывает потерю устойчивости первоначальной формы конструкции.

      5. критическая нагрузка: Величина нагрузки, превышение которой вызывает потерю устойчивости первоначальной формы конструкции.

      6. грунт мерзлый: Грунт, имеющий отрицательную или нулевую температуру, содержащий в своем составе видимые ледяные включения и (или) лед-цемент и характеризующийся криогенными, структурными связями.

      7. грунт многолетнемерзлый: Грунт, находящийся в мерзлом состоянии постоянно в течение трех и более лет.

      8. температура начала замерзания (оттаивания): Температура, оС, при которой в порах грунта появляется (исчезает) лед.

      9. грунт дисперсный: Грунт, состоящий из отдельных минеральных частиц (зерен) разного размера, слабо связанных друг с другом в талом состоянии.

        i

      10. льдистость грунта за счет видимых ледяных включений, i , д.е.: Отношение содержащегося в нем объема видимых ледяных включений к объему мерзлого грунта.

        ВУС – вязкоупругие составы; НД – нормативный документ;

        ГКМ – газоконденсатное месторождение; КНБК – компоновка низа бурильной колонны; ММП – многолетнемерзлые породы;

        НКТ – насосно-компрессорные трубы; ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента;

        ЛТТ – лифтовые теплоизолированные трубы;

        ПЭВМ – персональная электронно-вычислительная машина; СОУ – сезоннодействующее охлаждающее устройство;

        А

        0

        – коэффициент оттаивания мерзлого грунта, д.е.;

        – коэффициент сжимаемости оттаявшего грунта, Па-1;

        i

        i – льдистость за счет видимых ледяных включений, д.е.;


        L

        л.п


        L

        L

        о.в кр

        • длина интервала мерзлых пород, теряющих при оттаивании первоначальные прочностные свойства, м;

        • длина интервала, занятого отжатой талой водой, м;

        • критическая длина крепи скважины, м;

        Р

        кр

        – критическая нагрузка на крепь скважины, Н;

        – толщина стенки обсадной или лифтовой трубы, мм;

        н диаметр направления, мм;

        к – диаметр кондуктора, мм;

        пром – диаметр промежуточной колонны, мм;

        э.к – диаметр эксплуатационной колонны, мм;

        л.т – диаметр лифтовых труб, мм.


    4. Общие положения и определения

      1. Геологический разрез газовых и газоконденсатных месторождений крайнего севера Западной Сибири характеризуется наличием мощной толщи мерзлых пород с максимальной глубиной залегания до 450 м.

        Верхний ярус сложен низкотемпературными (до минус 7 оС), преимущественно силь-

        i

        i

        нольдистыми (i до 0,6 д.е.) суглинками и льдистыми (i

        до 0,4 д.е.) песчано-глинистыми и

        i

        песчаными породами, часто с наличием пластовых льдов. Верхний ярус, как правило, приурочен к четвертичным отложениям. В низах верхнего яруса возможно наличие высокоминерализованных вод, имеющих отрицательную температуру, – криопегов. Нижний ярус (температура пород от минус 3 оС до 0 оС) сложен слоисто-мерзлой глинистой толщей с прослоями песчаных льдистых и слабольдистых (i до 0,2 д.е.) пород. В интервалах залегания мерзлых песчано-глинистых пород возможно наличие газогидратных прослоев. Нижний ярус приурочен к тибейсалинской и верхней части ганькинской свитам.

      2. Наличие в разрезе неоднородных по качественным и количественным характеристикам мерзлых пород, подверженных потере прочностных свойств при их оттаивании от воздействия тепла добываемого флюида и последующему обратному промерзанию оттаяв-

        ших масс с возрастанием давления на крепь при остановке скважины, предъявляет особые требования к проектированию конструкций скважин в интервале мерзлых пород. Специфика требований заключается:

        • в создании крепи, продольная устойчивость которой (выраженная через критическую длину крепи) должна быть больше длины интервала оттаявших пород, не способных обеспечить крепи боковую опору;

        • в создании опоры, центрирующей крепь и устьевую обвязку скважины;

        • в уменьшении размеров зоны оттаивания мерзлых пород;

        • в создании конструкции скважины, способной обеспечить герметичность колонн в процессе замерзания в межколонных и заколонных пространствах водосодержащих сред.

      3. Методика расчета обсадных колонн в интервале ММП, исходя из цели предупреждения смятия колонн в процессе обратного промерзания водосодержащих сред, регламентирована РД 00158758-207-99 [1].

      4. Уменьшение размеров зоны оттаивания мерзлых пород околоствольного пространства крепи скважины достигается применением средств теплоизоляции или применением средств охлаждения (замораживания) мерзлых пород или комбинированным применением этих способов. Результаты проведенных на Бованенковском ГКМ ООО “ВНИИГАЗ” и НТЦ ООО “Надымгазпром” промысловых испытаний теплоизолированных лифтовых труб (ЛТТ) и сезоннодействующих охлаждающих устройств (СОУ) не позволяют настоящим нормативным документом регламентировать их промышленное применение без доработки технологий и проведения дополнительных промысловых испытаний. Испытанные типы ЛТТ не обеспечили сохранение за цементным камнем наружной колонны отрицательной температуры мерзлых пород и не предотвратили процесс их оттаивания. Испытанная система охлаждения пород термоколонками также не обеспечила сохранение к концу летнего периода отрицательной температуры мерзлых пород в приустьевой зоне скважины.

      5. К главным факторам, определяющим и влияющим на продольную устойчивость крепи, относятся:

        • прочностная характеристика конструкции крепи, или ее жесткость, которая складывается из жесткости элементов конструкции скважины;

        • способ закрепления концов участка крепи, не имеющего опоры;

        • нагрузка на крепь скважины, которая складывается из веса устьевой обвязки, лифтовых труб, дополнительной нагрузки на крепь за счет оттаивания пород и веса самой крепи в интервале глубин от устья скважины до нижней точки заделки ее свободного участка;

        • наличие в интервале мерзлых пород плотных глинистых пропластков, способных сохранять при оттаивании прочностные свойства и выполнять роль опор.

        кр

        Критическая нагрузка на крепь Р

        , Н и критическая длина крепи L

        кр

        , м являются рас-

        четными критериями оценки устойчивости крепи и связаны уравнением


        (4.1)


        image

        image

        кр

        где Р

        с

        im

        x L

        ;

        кр

        = Р + q

        с

        Р – нагрузка, сосредоточенная на верхнем конце расчетного участка крепи, Н;

        q

        – вес погонного метра крепи скважины, Н/м;

        ЕJ – суммарная жесткость элементов, составляющих крепь (обсадных колонн, цементных колец), Н·м2;

        J – момент инерции элемента крепи (обсадные колонны, цементные кольца), м4;

        Е – модуль упругости материала элемента крепи (стали, цемента), Н/м2;

        – коэффициент приведения длины, зависящий от способов закрепления.

        image

        c

        Нагрузка P

        определяется следующим соотношением:


        (4.2)


        image

        image

        с

        где P о – суммарный вес устьевой обвязки и лифтовых труб, Н;

        L – длина крепи в интервале глубин от устья скважины до верхней точки заделки ее свободного участка, м;

        Zz = 2az ды, Н/м;

        • дополнительная нагрузка на погонный метр крепи за счет оттаивания поро-

          a – усредненный по разрезу наружный радиус цементного кольца за внешней колонной скважины, м.

          2

          Величина осевых напряжений z , Н/м , определяется согласно разделу 9 настоящего регламента для полностью консолидированного состояния талых пород.

          Исходя их этих факторов, задача проектирования должна сводиться к выбору конструкции крепи, в которой технические решения по увеличению жесткости крепи, способу ее крепления и уменьшению нагрузки на крепь оптимально сочетаются с экономическими показателями реализации этих решений при обязательном выполнении условия – проектная критическая длина крепи должна быть больше длины свободного участка крепи, т.е. участка, не имеющего опоры на породу.

      6. Для выбора оптимальной конструкции крепи скважины на этапе ее проектирования необходимо выполнить прогноз динамики поведения мерзлых пород при оттаивании на основе следующего минимального комплекса характеристик естественного состояния пород по разрезу:

        а) литологический состав мерзлых пород;

        б) температура пород на глубине нулевой амплитуды, оС; в) глубина подошвы мерзлых пород, м;

        г) интервалы залегания мерзлых пород, м;

        д) интервалы залегания плотных глинистых пород, сохраняющих при оттаивании свои прочностные показатели, м;

        е) температура пород по разрезу ММП, оС, с интервалом замера через 10 м согласно ГОСТ 25358;

        ж) результаты исследований кернового материала:

        1. суммарная льдистость, д.е.;

        2. льдистость за счет видимых ледяных включений (избыточная льдистость), д.е.;

        3. пористость, д.е.;

        4. засоленность в интервале мерзлых пород, д. е.;

        5. плотность скелета грунта в талом состоянии, кг/м3;

        6. плотность скелета мерзлого грунта, кг/м3;

        7. весовая суммарная влажность мерзлого грунта, д. е.;

        8. плотность мерзлого грунта, кг/м3;

        9. коэффициент оттаивания мерзлого грунта, д. е.;

        10. коэффициент сжимаемости оттаявшего грунта, Па-1;

        11. коэффициент фильтрации оттаявшего грунта, м/с;

        12. угол внутреннего трения оттаявшего грунта, град.

          По льдистости за счет видимых ледяных включений грунты классифицируются согласно таблице 1.

          Таблица 1 – Классификация природных мерзлых грунтов


          image

    5. Требования к проектированию и производству работ по проводке и креплению скважин в интервале мерзлых пород


      1. К основным факторам этапа строительства скважины, потенциально снижающим эксплуатационную надежность ее крепи, относятся:

          • образование при проводке ствола под наружную колонну каверн в результате эрозионного и теплового воздействия на мерзлые породы бурового раствора;

          • неполное заполнение каверн тампонажным раствором в результате несоответствия оснастки колонны, составов моющих и вытесняющих буферных композиций и режимов цементирования предъявляемым к ним требованиям;

          • неоптимальность состава тампонажного раствора для формирования цементного камня в условиях отрицательных и низких положительных температур и необходимого показателя сцепления тампонажного камня с мерзлой породой, выделяющей при оттаивании воду;

          • недоподъем тампонажного раствора до устья из-за низких значений давления гидроразрыва пород и отсутствие необходимого запаса объема тампонажного раствора из-за превышения в приустьевой зоне размера каверн диаметра, регистрируемого каверномером.

      2. Для снижения процесса кавернообразования при проводке ствола в мерзлых породах необходимо:

          • применять полимерглинистые растворы на водной основе с регулируемыми псевдопластичными свойствами и низким показателем нелинейности, обеспечивающими снижение теплоэрозионного разрушения стенок скважины;

          • ограничивать до 40–50 м3 объем бурового раствора для забуривания скважины с целью более интенсивного охлаждения промывочной жидкости в процессе ее циркуляции в интервале мерзлых пород;

          • использовать в качестве основных компонентов буровых растворов высокомолекулярные соединения типа “экстендер” (биополимеры, синтетические азотсодержащие полимеры, полимеры на основе эфиров целлюлозы) и высококачественные глинопорошки (с выходом более 18 м3/т), обеспечивающие оптимизацию технологических параметров промывочной жидкости;

          • регулировать основные технологические параметры бурового раствора согласно таблице 2.

        При проектировании составов и технологических параметров буровых растворов, приготовлении и химической обработке промывочной жидкости необходимо руководствоваться СТП 39-2.1-001-2001 [3], СТП 39-2.1-006-2002 [4].

        Таблица 2 – Технологические показатели бурового раствора при проводке ствола в интервале мерзлых пород

        image

      3. При проводке ствола скважины и подготовке его к спуску обсадной колонны жесткость компоновки низа бурильной колонны (КНБК) должна быть не ниже жесткости обсадной колонны, а КНБК должна включать, как правило, не менее трех калибраторов, один из которых устанавливается непосредственно над долотом.

        Соотношение между диаметрами обсадной колонны и долота выбирается в соответствии с формулой

        Д

        д

        от

        = (1,0447 + 0,00022 х Д

        м

        ) х Д , (5.1)


        д

        где Д

        Д

        • диаметр долота, мм;

        • диаметр обсадной трубы, мм;

          от

          м

          Д – диаметр муфты обсадной трубы, мм.

      4. Для вытеснения из каверн бурового раствора и их полного заполнения тампонажным раствором необходимо:

          • при проработке ствола скважины и в процессе спуска обсадных труб в зоне возможных кавернообразований проводить промежуточные промывки для очистки каверн от шлама;

          • применять вязкоупругие составы (ВУС), в оснастку обсадных колонн (направление, кондуктор) в интервале каверн включать на расстояние не более 3 м друг от друга турбулизаторы по ТУ 29-01-08-284-77 [6], а в номинальном стволе скважины через 20 м центрирующие фонари ЦЦ-1 (ТУ 39-01-08-283-77) [7];

          • в качестве ВУС применять 5 %-ный глинистый раствор с добавкой к нему от 0,27 % до 0,3 % КМЦ, от 0,06 % до 0,1 % Smectex и 20 % барита;

        • продавку ВУС и тампонажного раствора осуществлять со скоростью восходящего потока в кольцевом пространстве, не более 0,8 м/с. Зависимость скорости восходящего потока от производительности насосов, исключающих гидроразрыв горных пород, приведены в таблице 3.


          Таблица 3 – Зависимость скорости восходящего потока в кольцевом пространстве


          image


      5. Для обеспечения формирования тампонажного камня в условиях отрицательных и низких положительных температур и сцепления тампонажного камня с мерзлой породой необходимо:

        а) при наличии в конструкции скважины направления последнее цементировать с применением цемента тампонажного облегченного расширяющегося по ТУ 5734-004-02066492-02 [8], в интервале от башмака и до половины длины колонны с водоцементным отношением 0,4 и плотностью от 1600 до 1650 кг/м3, верхний интервал до устья В/Ц = 0,6 с плотностью раствора от 1450 до 1500 кг/м3;

        б) кондуктор цементировать от башмака и на 100–150 м выше башмака цементом тампонажным арктическим “Аркцемент” по ТУ 5736-002-00282205-98 [5] с физико-механическими свойствами раствора:

        1. плотность раствора от 1820 до 1920 кг/м3;

        2. начало и конец схватывания цементной суспензии при температуре плюс 5 оС не более 10 и 15 часов соответственно от начала затворения цемента;

        3. начало схватывания тампонажного раствора при плюс 20 оС должно наступать не ранее 2 часов 30 минут, а конец схватывания – не позднее 8 часов от начала затворения;

        4. прочность при изгибе через 2 суток при температуре плюс 20 оС и плюс 5 оС соответственно 3,1 и 2,0 МПа.

          При цементировании остальной (верхней) части кондуктора применять цемент тампонажный облегченный расширяющийся на основе “Аркцемента” с добавкой 15 % алюмосиликатных микросфер с физико-механическими свойствами тампонажного раствора (РД 00158758-209-99) [2]:

        5. плотность от 1450 от 1550 кг/м3;

        6. время загустевания до консистенции 30 Вс не более 4 часов;

        7. начало и конец схватывания при температуре плюс 5 оС не более 12 и 18 часов соответственно;

        8. водоотделение не более 2 мл;

        9. прочность на изгиб через 2 суток при температуре плюс 20 оС и плюс 5 оС соответственно 1,9 и 0,8 МПа;

        10. теплопроводность тампонажного камня не более 0,6 Вт / (м·град);

        11. прочность сцепления тампонажного камня с колонной 1,0 МПа за счет расширения тампонажного камня до 0,5–1,0 %;

        в) на период ОЗЦ обсадную колонну оставлять в подвешенном состоянии на талевой системе с регистрацией нагрузки на крюке;

        г) опрессовку колонны производить сразу после получения давления “Стоп” с целью предотвращения нарушения контакта тампонажного камня с колонной и породой;

        д) опрессовку цементного кольца под башмаком кондуктора производить на давление, не превышающее величину давления гидроразрыва горных пород с коэффициентом 0,9.

      6. Для исключения недоподъема тампонажного раствора до устья необходимо:

        • использовать облегченные тампонажные растворы, перед цементированием колонн производить двухкратную перебункеровку компонентов облегченных тампонажных смесей с обязательным затворением и перемешиванием раствора в осреднительной емкости;

        • при расчетах объема цементного раствора для цементирования наружной обсадной колонны принимать коэффициент кавернозности не менее 3,0 в интервалах, в которых размер каверн не регистрируется каверномером; для остальных интервалов расчет вести по фактическому диаметру скважины, определенному каверномером.


    6. Расчет параметров области протаивания вокруг отдельной скважины

      1. Расчет параметров области протаивания вокруг скважин при их длительной эксплуатации производится с целью выполнения общей оценки изменения теплового и механического состояния пород в околоствольном пространстве, определения геометрических характеристик мерзлой и талой части массива в приустьевой зоне для оценки несущей способ-

        ности основания под наземное оборудование, а также для оценки объема просадки оттаявших пород. Данный расчет, кроме того, является основой при вычислении времени обратного промерзания при временной остановке скважин.

      2. Методика расчета в настоящем регламенте излагается для условно однородного разреза пород, характеристики которых получены усреднением реальных свойств по разрезу и приняты постоянными. Для учета неоднородности свойств пород по разрезу необходимо руководствоваться СТО Газпром 15-2005.

      3. Радиус протаивания r, м, на заданной глубине z, м, в момент времени , годы, опре-

        деляется из решения относительно r следующего уравнения:


        image (6.1)

        image (6.2)

        В формуле (6.1) следует принимать z>a/2. При z a/2, r = a для всех моментов времени .

        Радиус протаивания для каждой глубины z не может превысить предельного значения

        image

        image

        rl , определяемого соотношением

        image

        (6.3)


        где a – усредненный по разрезу наружный радиус цементного кольца за внешней колонной скважины, м;

        m, м – коэффициенты теплопроводности пород в талом и мерзлом состоянии, Вт/(м ·град);

        3

        ск.м. – плотность скелета мерзлой породы, кг/м ;


        w

        tot

        – суммарная весовая влажность мерзлой породы, кг/кг;

        w

        w

        – весовая влажность мерзлой породы за счет незамерзшей воды, кг/кг;

        к = 3,35 ·10 5Дж/кг – удельная теплота фазовых превращений воды в лед;

        t , t , t

        – температура соответственно: массива мерзлых пород на глубине нулевых ампли-

        o c f

        туд (в ненарушенном состоянии), внешней границы цементного кольца за внешней колонной, начала оттаивания мерзлой породы, оС.

        Температура на внешней границе цементного кольца определяется соотношениями


        image

        image

        (6.4)

        image


        0

        где а

        – внутренний радиус НКТ, м;

        H – протяженность расчетной области по вертикали, отсчитываемая от поверхности массива пород, м;

        t

        ф

        – пластовая температура добываемого флюида, оС;

        эф – эффективный коэффициент теплопроводности многослойной среды межколонного пространства (от НКТ к внешней колонне), Вт/(м·град). Этот коэффициент определяется стандартными соотношениями теории стационарной теплопередачи через цилиндрические стенки и зависит от конструкции скважины.

        image

        Время тепловой задержки в слое теплоизоляции не учитывается, что идет в запас расчета. Для двухколонной конструкции с теплоизолированной НКТ расчет эф следует проводить по формуле


        (6.5)


        1

        2

        где a , a

        • наружный радиус НКТ (с учетом слоя теплоизоляции) и наружный радиус эксплу-

          атационной колонны, м;

          из. коэффициент теплопроводности слоя теплоизоляции НКТ, Вт/(м·град);

          г.п. = 0,52 Вт/ (м·град) – коэффициент теплопроводности газовой прослойки между НКТ и эксплуатационной колонной с учетом естественной конвекции газа в межколонном про-

          странстве;

          ц – коэффициент теплопроводности цементного камня, Вт/(м·град).

      4. Для вычисления радиусов протаивания по формуле (6.1) целесообразно использовать стандартные программы вычисления интегралов на ПЭВМ численными методами. Вместо этого могут быть использованы графики зависимости F правой части уравнения (6.1) от

        r/а при ряде фиксированных значений z/a и , которые приведены в приложении А. Значе-

        ния функции F при промежуточных значениях этих параметров могут быть определены путем интерполяции по r/a и .

        Пример расчета параметров области протаивания вокруг отдельной скважины приведен в п. В.1 приложения В.

    7. Расчет параметров области протаивания вокруг скважины в кусте


      1. При кустовом способе разбуривания северных месторождений в некоторых случаях возникает необходимость учета взаимного теплового влияния скважин в кусте при оценке возникающих в процессе эксплуатации нарушений в массиве пород, связанных со слиянием таликов между соседними скважинами. Такое слияние происходит тем раньше, чем меньше расстояние между устьями скважин в кусте. При минимально допустимом по нормам пожарной безопасности расстоянии в 20 м слияние таликов может произойти при сроке эксплуатации скважин менее 30 лет. В настоящем разделе приводится методика расчета параметров области протаивания пород вблизи скважин в кусте, которая предполагает:

          • однорядное расположение скважин в кусте и их одинаковую конструкцию;

          • расчет параметров области протаивания в плоскости, проходящей через устья скважин и перпендикулярной поверхности массива пород (плоскость максимальных нарушений);

          • учет взаимного влияния скважин на температурное поле в массиве пород производится только для двух ближайших скважин куста;

          • расчет производится для условно однородного разреза пород, характеристики которых получены усреднением реальных свойств по разрезу и приняты постоянными.

      2. Расчет параметров области протаивания вблизи скважины в кусте в момент времени о производится по следующим соотношениям:

        image (7.1)

        image

        image (7.2)

        где подынтегральные функции определяются формулами


        image

        image (7.3)

        (7.4)



        image

        image

        (7.5)


        а радиус протаивания, отсчитываемый от оси одной из скважин, вычисляется по формуле


        image (7.6)

        где l – расстояние между устьями скважин в кусте, м;

        z

        о

        – глубина залегания подошвы рассматриваемого массива пород, м;

        о – время (в годах), за которое радиус протаивания, рассчитанный по формулам для отдельной скважины (по п. 6.3), достигает значения l/2.

        Остальные обозначения и определения те же, что и в п. 6.3.

      3. Расчет времени о по формулам п. 6.3 предполагает, что глубина zо является достаточно большой (не менее 50 м). На такой глубине для отрезков времени до 30 лет искривлением границы фазовых превращений, обусловленным влиянием отрицательной среднегодовой температуры поверхности массива, можно пренебречь (см. рисунок В.1, приложение В). Тогда время, за которое происходит слияние таликов соседних скважин на этих глубинах, будет определяться решением для отдельной скважины. Точка слияния таликов с течением времени поднимается все выше по разрезу, где влияние поверхности массива становится все

        l

        более заметным. Это определяет предельное положение точки слияния таликов z

        (макси-

        мально близкое к поверхности), которое соответствует неограниченному сроку эксплуатации скважин в кусте и определяется по формуле


        image

        image

        (7.7)


        image


      4. Процедура расчета сводится к определению для заданного момента времени параметра из уравнения (7.1), подстановке этого значения в уравнение (7.6) и построению графика зависимости радиуса протаивания от глубины при заданном значении параметра l/4a. Для нахождения значения параметра по формуле (7.1) с учетом выражений (7.2) – (7.4) целесообразно использовать стандартные программы вычисления интегралов на ПЭВМ численными методами. Для этой цели также могут быть использованы графики зависимости правой части уравнения (7.1) от при ряде фиксированных значений l/4a и , которые приведены в приложении Б. Значения функции при промежуточных значениях этих параметров могут быть определены путем интерполяции по l/4a и . В приложении Б приведено

        также семейство графиков зависимости радиуса протаивания r от безразмерной глубины z/a для различных значений параметров и l/4a, соответствующих формуле (7.6). При построении этих графиков всюду принято l = 20 м. В силу симметрии относительно центрального сечения между двумя скважинами на этих рисунках показана область, соответствующая половине расстояния между ними.

        Пример расчета параметров области протаивания вокруг скважины в кусте приведен в п. В.2 приложения В.


    8. Расчет поровых давлений и осадок оттаявших пород вокруг скважины


      1. При оттаивании мерзлых пород, окружающих эксплуатационную скважину, происходит их осадка. Общая осадка оттаивающих пород включает две составляющие: первая из них обусловлена вытаиванием ледяных включений, происходит достаточно быстро и имеет характер просадок. Для сильнольдистых пород вклад этой составляющей является определяющим. Вторая составляющая обусловлена медленным процессом уплотнения оттаявшей массы под действием веса вышележащих слоев. Длительность такого уплотнения может составлять десятки лет, а вклад этого процесса в величину общей осадки при высоких значениях коэффициента сжимаемости пород может быть значительным. Кроме того, оттаивающие породы зависают на стволе скважины и тем создают дополнительные осевые нагрузки, которые должны быть учтены при расчете продольной устойчивости крепи (раздел 10 настоящего регламента). Методика расчета этих дополнительных нагрузок (раздел 9 настоящего регламента) опирается на расчет эффективных напряжений в грунтовой массе и требует определения поровых давлений по разрезу в заданные моменты времени.

      2. При расчете осадок и порового давления предполагается одномерность процесса консолидации в направлении оси Оz, перпендикулярной внешней поверхности массива пород и направленной вертикально вниз. Начало координат расположено в плоскости поверхности массива. Предполагается, что оседающий массив подстилается плотным водоупорным слоем, кровля которого залегает на глубине H, а поведение оттаивающей породы описывается уравнениями теории фильтрационной консолидации. Твердые частицы оседают вниз, вода вытесняется вверх. Расчет производится для условно однородного разреза. Для учета неоднородности свойств пород по разрезу необходимо руководствоваться СТО Газпром 15-2005.

        w

      3. Расчет порового давления р , Н/м2, по разрезу оттаивающего массива в момент времени , годы, определяется по формулам

        при 0


        image image image


        image image image image


        image image image image image image


        image

        image

        image

        image

        image

        image

        image

        при 0

        (8.1)

        (8.2)


        (8.3)


        (8.4)


        (8.5)


        (8.6)


        (8.7)



        image

        image

        image

        image

        image

        где g = 9,8 м/с2 – ускорение свободного падения;

        3

        w = 1000 кг/м

        • плотность воды;

          – плотность талой породы, кг/м3;

          k

          ф

          • коэффициент фильтрации талой породы, м/с;

            2

            о – коэффициент относительной сжимаемости талой породы, м /Н;

            с

          • коэффициент консолидации талой породы, м2/с.

      4. Полная осадка оттаивающего массива S, м, в момент времени вычисляется по

        формуле


        0

        Осадка S


        image image (8.8)

        за счет вытаивания ледяных включений не зависит от времени и определя-

        image

        image

        ется выражением


        (8.9)

        0

        где А

        • коэффициент оттаивания мерзлой породы, д.е.

          Консолидационная часть осадки S

          image

          image

          при 0

          вычисляется по формулам


          (8.10)


          image

          image

          image

          при 0


          (8.11)

          Из приведенных соотношений следует, что полная осадка в полностью консолидированном состоянии определяется выражением

          image

          image

          image (8.12)


          Для выполнения расчетов по формулам (8.1) – (8.11) и построения эпюр порового давления целесообразно использовать стандартные компьютерные программы, позволяющие выводить результаты расчетов в графическом виде.

          Пример расчета поровых давлений и осадок пород при их оттаивании приведен в п. В.3 приложения В.


    9. Расчет дополнительных нагрузок на крепь за счет оттаивания пород


      image

      1. Расчет по данному разделу определяет дополнительные нагрузки на крепь скважины при оттаивании окружающих пород и их зависании на внешней колонне. Такое зависание обусловлено силами трения породы по боковой поверхности крепи, которые передаются колонне в направлении ее оси. Величина сил трения определяется из условий равновесия пород в пластической зоне, прилегающей к стенке скважины. Предполагается, что оттаявшая порода не обладает сцеплением и характеризуется только углом внутреннего трения . В силу естественных неоднородностей в толщине цементного кольца за внешней колонной угол трения пород о внешнюю колонну также принимается равным . Разрез предполагается условно однородным, а порода в пластической зоне

        подчиняется условию прочности Кулона. Предварительные расчеты показывают, что полные радиальные напряжения на границе с колонной крайне медленно возрастают с глубиной. По этой причине их расчет производится для бесконечно заглубленной точки. Это существенно упрощает процедуру расчета и обеспечивает определенный запас в расчетных величинах. Вычисление эффектив-

        ных касательных напряжений на стенке внешней

        колонны должно производиться с учетом распределения порового давления по глубине в оттаявшей части массива для различных моментов времени. Поэтому дополнительные осевые нагрузки

         град.


        Рисунок 1– График для определения параметра m в формуле (9.2) в зависимости от угла вутреннего трения

        на крепь будут переменными по глубине и различными для разных моментов времени. Вычис-

        2

        ление распределения дополнительных осевых напряжений z, Н/м , в различные моменты вре-

        image

        image

        image

        мени производится по формулам


        (9.1)


        ( 9.2)


        image

        image

        где а – радиальные напряжения на стенке скважины на глубине z.

        Остальные обозначения в формулах (9.1), (9.2) соответствуют введенным в разделах 6–8. Параметр m зависит от угла внутреннего трения и определяется по графику, представленному на рисунке 1.

        Своего максимального значения дополнительные напряжения достигают при полной консолидации оттаявшего массива. В этом случае в формуле (9.2) можно сразу прини-

        w

        мать Р

        /gz = w, где w

        = 1000 кг/м3 – объемный вес воды.

        Пример расчета дополнительных осевых нагрузок на крепь при оттаивании мерзлых пород приведен в п. В.4 приложения В.


    10. Методика расчета продольной устойчивости крепи скважины


      1. Оценку надежности крепи скважины в разрезе мерзлых пород необходимо проводить исходя из условия, что на любом этапе “жизненного цикла” скважины продольная устойчивость крепи, определяемая как критическая длина крепи, должна быть больше дли-

        ны участка крепи, освободившегося от опоры на мерзлые породы L

        ивания под воздействием теплового потока добываемого флюида.

        л.п

        , м в результате их отта-

      2. Определение критической длины крепи скважины производится из преобразованного уравнения (4.1) по следующей формуле:


        image

        image

        (10.1)



        с

        где Е

        Е


        = 2,1·1011 Н/м 2 – модуль упругости стали обсадных колонн;

        = 12·109 Н/м2 – модуль упругости цементного камня в межтрубном пространстве;

        Е

        ц.м


        ц.з


        = 4,0·109 Н/м2 – модуль упругости цементного камня за наружной колонной;

        – значение коэффициента приведения длины в зависимости от способа закрепления концов критического участка крепи в соответствии с таблицей 4.

        Для снижения трудоемкости вычисления критической длины крепи скважины по формуле (10.1) расчет проводится на ПЭВМ методом последовательных приближений.

      3. Варианты расчетных схем для определения продольной устойчивости крепи в интервале мерзлых пород в зависимости от схемы нагружения и крепления критического (расчетного) участка приведены в таблице 4.

      1. Расчетная схема по варианту А применяется для случая отсутствия опоры в приустьевой зоне, т.е. потенциально устьевая обвязка имеет возможность горизонтального смещения. На верхний конец критического участка действует сосредоточенная нагрузка от веса устьевой обвязки и лифтовых труб. На длине критического участка действует погонная нагрузка крепи скважины. Нижний конец критического участка крепи жестко защемлен в морозной (или глинистой) породе, не подверженной потере устойчивости при оттаивании. Данный вариант расчетной схемы характерен для этапа вывода скважины на режим после ее освоения в случаях образования приустьевых воронок и непринятия мер по их засыпке кондиционным карьерным грунтом.

        Условием сохранения продольной устойчивости крепи является превышение проектной критической длины над длиной сквозного интервала мерзлых пород, теряющих при оттаивании прочностные свойства.

      2. Расчетная схема по варианту Б применяется при шарнирном закреплении верхнего и нижнего концов критического участка, исключающим возможность их горизонтального смещения.

        Функции опор, исключающих горизонтальное смещение верхнего и нижнего концов критического участка, в данном расчетном варианте выполняют:

          • в зоне устья – засыпанный ореол приустьевой воронки или другое центрирующее устройство (растяжки, плиты);

          • на нижнем конце критического участка – выпавший при оттаивании льдистых пород осадок.

            Условием сохранения продольной устойчивости крепи по данному расчетному варианту является превышение проектной критической длины интервала полости, заполненной отжатой талой водой.

      3. Расчетная схема по варианту В принимается при шарнирном, исключающем возможность горизонтального смещения закреплении верхнего конца критического участка

        и жестком защемлении нижнего конца в породах, не подверженных потере устойчивости. Условием сохранения продольной устойчивости крепи по данному варианту является превышение проектной критической длины сквозного интервала мерзлых пород, теряющих при оттаивании прочностные свойства.

        1

      4. Расчетная схема по варианту Г принимается при жестком защемлении нижнего конца критического участка, при этом верхний конец не имеет возможности горизонтального смещения в опоре на длине h , м.

        Данный вариант расчетной схемы характерен для устьевой опоры, созданной замора-

        1

        живанием (или поддерживанием отрицательной температуры) пород на глубину h , м.

      5. Расчетные схемы вариантов Д и Е, имеющие закрепления концов критического участка соответствующие вариантам В и Г, отличаются от последних наличием на длине критического участка, промежуточной опоры в виде морозного (или глинистого) ограниченной длины пропластка, исключающего горизонтальное смещение. Значения коэффициентов приведения длины данных вариантов расчетных схем принимаются в зависимости от отношения расстояния промежуточной опоры от нижней опоры h, м, к критической длине крепи согласно таблице 4.

    1. При расчетах критических участков крепи с расположением верхнего конца расчетного участка ниже устьевой зоны – сосредоточенную нагрузку определять с учетом оценки качества сцепления цементного камня с наружной колонной и породой. В случаях отсутствия разгрузки веса крепи на породу, сосредоточенную нагрузку определять из соотношения (4.2), как сумму нагрузок от веса устьевой обвязки, лифтовых труб, дополнительных нагрузок за счет оттаивания пород и веса участка крепи, расположенного выше расчетного участка.

    2. Оценку продольной устойчивости проектной крепи производить на этапе обоснования выбора конструкции скважины (после выполнения прочностных расчетов обсадных колонн и труб на внутренние и наружные, избыточные давления с учетом геолого-технических и горных условий разреза) по следующей схеме:

      а) выполнить с учетом требований п. 4.6. настоящего регламента прогноз динамики поведения мерзлых пород при их оттаивании;

      б) по результатам прогноза динамики поведения мерзлых пород выбрать по таблице 4 расчетную схему определения продольной устойчивости крепи из вариантов жесткого крепления нижнего конца критического участка;

      image

      Таблица 4 – Расчетные схемы определения устойчивости крепи скважины в интервале мерзлых пород

      Продолжение таблицы 4


      image

      с

      Примечание: Р – нагрузка, сосредоточенная на верхнем конце критического (расчетного)

      участка крепи;

      h – расстояние от нижнего закрепления до боковой промежуточной опоры;

      L

      кр

      – критическая длина крепи скважины.

      в) произвести расчет критической длины крепи; определить длину интервала мерзлых пород, теряющих при оттаивании прочностные свойства и сравнить значения показателей.

      При выполнении условия, выраженного формулой


      L

      кр 1,05 L

      л.п

      , (10.2)


      делается вывод, что продольная устойчивость крепи соответствует требованию обеспечения надежности конструкции скважины;

      г) при невыполнении условия (10.2) производится более детальный проверочный расчет по расчетной схеме с шарнирным закреплением нижнего конца (вариант Б). При этом для интервала льдистых пород на основании результатов исследования кернового материала определяется длина интервала полости отжатой талой воды.

      При выполнении условия, выраженного формулой


      L

      кр 1,05 L


      о.в

      , (10.3)


      делается вывод, что продольная устойчивость крепи соответствует требованию обеспечения надежности конструкции скважины в разрезе мерзлых пород;

      д) при невыполнении условия (10.3) необходима разработка дополнительных технических решений для повышения продольной устойчивости крепи скважины в разрезе мерзлых пород.

    3. Длина интервала (полости) отжатой воды определяется величиной осадки оттаявших пород в полностью консолидированном состоянии согласно разделу 8 настоящего регламента

      image

      image

      image (10.4)


    4. В приложениях Г и Д для вариантов расчетных схем, определенных таблицей 4, приведены номограммы и таблицы значений критической длины типовых конструкций скважин, применяемых на месторождениях севера Тюменской области.


  1. Направления и способы увеличения продольной устойчивости крепи в разрезе мерзлых пород


    1. Показатели, входящие в уравнение расчета критической длины крепи (10.1), определяют три направления повышения продольной устойчивости крепи:

        • увеличение показателя суммарной жесткости крепи;

      • уменьшение показателя критической нагрузки на крепь;

      • уменьшение значения коэффициента приведения длины.

    2. Увеличение суммарной жесткости крепи достигается:

      • введением в конструкцию скважины дополнительной колонны (удлиненного направления) с установкой башмака колонны в устойчивые породы;

      • увеличением жесткости колонн, составляющих крепь, увеличением диаметра обсадной трубы и толщины стенки трубы;

      • применением в межколонных пространствах жестких центраторов (стрингеров) и увеличением модуля упругости цементного камня.

    3. Уменьшение критической нагрузки на крепь скважины достигается:

      • снижением веса устьевой обвязки, колонны лифтовых труб и веса погонного метра крепи скважины;

      • разгрузкой веса крепи установкой башмаков наружных колонн (направления и кондуктора) в устойчивые породы с обеспечением сцепления цементного камня с породой и колонной;

      • разгрузкой веса крепи на опорное устройство. Пример устьевого опорного устройства приведен в приложении Е.

    4. Уменьшение значения коэффициента приведенной длины (увеличение жесткости крепления концов критического участка крепи) достигается:

      • применением приустьевых центрирующих устройств. Пример центрирующего устройства приведен в приложении Е;

      • замещением в приустьевой части до начала бурения скважины ореола льдистых пород кондиционным карьерным грунтом;

      • недопущением оттаивания льдистых пород на границе цементного кольца наружной колонны применением теплоизолированных труб или охлаждающих (замораживающих) устройств или их комбинации;

      • своевременной (на этапе отжига скважины) засыпкой приустьевой воронки кондиционным грунтом.

    5. Анализ вариантов расчетных схем и практического опыта эксплуатации скважин свидетельствует, что с учетом достигнутого научно-технического уровня наиболее эффективным способом повышения продольной устойчивости крепи скважины является введение

      в конструкцию скважины дополнительной колонны для перекрытия интервала мерзлых пород, теряющих при оттаивании первоначальные прочностные свойства.

    6. К прогрессивным, но требующим совершенствования технологиям сохранения естественного состояния мерзлых пород в приустьевой зоне скважин (что является определяющим критерием для уменьшения расстояний между устьями эксплуатационных скважин в кустах) следует отнести применение теплоизолированных лифтовых труб и систем термостабилизации мерзлых грунтов охлаждающими устройствами.

Приложение А

(обязательное)

image

Графики функции F(r/a) при различных значениях z/a и для расчета радиусов протаивания вокруг отдельной скважины по формуле (6.1)


image


image


image


image


image


image


image


image

image

Рисунок А.1 – Графики функции F(r/а) при   0,1 и z/a = 20; 50; 100; 350



image


image


image


image


image


image


image


image

image

image

image

Рисунок А.2 – Графики функции F(r/а) при   0,15 и z/a = 20; 50; 100; 350

image image image image image



image

image

Рисунок А.3 – Графики функции F(r/а) при   0,20 и z/a = 20; 50; 100; 350



image


image


image


image


image


image


image


image

Рисунок А.4 – Графики функции F(r/а) при   0,25 и z/a = 20; 50; 100; 350


image


image

Рисунок А.5 – Графики функции F(r/а) при   0,30 и z/a = 20; 50; 100; 350

Приложение Б

(обязательное)

Графики функции Ф() для расчета параметра по формуле (7.1) и радиуса протаивания вокруг скважины в кусте по формуле (7.6)


image

image

Рисунок Б.1 – Графики функции Ф() при   0,10 и l/4a = 20; 25; 33



image image image image image image image


image


image


Рисунок Б.2 – Графики функции Ф() при   0,15 и l/4a = 20; 25; 33


image image image image image image image


image


image

image

Рисунок Б.3 – Графики функции Ф() при   0,20 и l/4a = 20; 25; 33


Рисунок Б.4 – Графики функции Ф() при   0,25 и l/4a = 20; 25; 33


image



image

image

Рисунок Б.5 – Графики функции Ф() при   0,30 и l/4a = 20; 25; 33



image image


image


image


image



image


image


image

Рисунок Б.6 – Семейство графиков границы протаивания вблизи скважины куста для различных значений

при l/4a = 20


image


image


image


image



image

image

Рисунок Б.7 – Семейство графиков границы протаивания вблизи скважины куста для различных значений

image

image

при l/4a = 25


Рисунок Б.8 – Семейство графиков границы протаивания вблизи скважины куста для различных значений

при l/4a = 33

Приложение В

(справочное)


Примеры выполнения расчетов к разделам 6, 7, 8, 9.


В.1 Пример расчета к разделу 6. Определить радиусы протаивания для двухколонной конструкции скважины с нетеплоизолированной НКТ для моментов времени =1; 5 и 30 лет на глубинах z = 4; 10; 20 и 50 м при следующих исходных данных:


t

0

= -4 оC;

image

image

t

ф

= 30 оС;

f

t = 0 оC;

m = 1,4 Вт/(м·град);

м = 1,8 Вт/(м·град);

a

o

= 0,057 м;

a

1

= 0, 1095 м;

a = 0,2 м; image

H = 50 м;

w

w

tot w

= 0,30;

= 0;

3

ск.м. = 1800 кг/м .


Рисунок В.1 – Графики радиусов протаивания вокруг отдельной скважины через 1,5 и 30 лет после пуска в эксплуатацию (к примеру В.1)


Определить также радиус раскрытия приустьевой воронки в соответствующие моменты времени, если глубина сезонного протаивания на поверхности массива h = 2,5 м.

Решение. Определяем значение эф. по формуле (6.5), которая для данного случая при-

image

нимает следующий вид:


После подстановки величин получаем эф. = 0,56 Вт/(м·град). Значение tс определяем

с

по формулам (6.4): t

= 18 оС; по формуле (6.2) = 0,29. По значению параметра определя-

ем наиболее близкое семейство графиков функции F, приведенных в приложении А. Данному случаю наиболее соответствует семейство, приведенное на рисунке А.5.

По заданным значениям z находим отношение: z/a = 20; 50; 100; 250 для соответствующих z. Для заданных моментов времени определяем значение B левой части уравнения (6.1). Имеем: B = 109; 545; 3270 для = 1; 5 и 30 лет соответственно. Найденные значения B откладываем на оси ординат рисунка А.5 и проводим через эти точки прямые линии, параллельные оси абсцисс, до пересечения с кривыми 1–4. Из точек пересечения опускаем перпендикуляр к оси абсцисс и определяем соответствующие значения r/a. Домножением на a этих величин получаем расчетные значения r для соответствующих глубин и заданного момента времени . Таким способом для глубин z = 4; 10; 20; 50 м получаем:

при = 1 год = 2,0; 2,0; 2,0; 2,0 м;

при = 5 лет = 3,0; 3,5; 3,8; 4,0 м;

при = 30 лет = 3,2; 5,8; 7,0; 7,4 м.

Для заданных моментов времени строим графики зависимости радиуса протаивания

0

от глубины (рисунок В.1). Радиус раскрытия приустьевой воронки r

в различные моменты

времени оценивается по точкам пересечения этих графиков с прямой h = 2,5 м, параллельной оси Оr. В данном примере величина принимает значения 0,9; 1,1; 1,5 м для соответствующих моментов времени (рисунок В.1).

В.2 Пример расчета к разделу 7. Найти момент времени, соответствующий слиянию таликов соседних скважин в кусте на глубине 50 м. Определить форму границы протаивания вблизи скважины куста для этого момента времени, а также для моментов 30 и 40 лет с начала

ф

эксплуатации при l = 20 м и пластовой температуре газа t

принять как в примере по п. В.1.

= 56 оС. Остальные параметры

с

Решение. По формулам (6.4) определяем температуру внешней стенки: t

соответственно по формуле (6.2) = 0,15. Определяем параметры:

l/4a = 25;

= 35,3 оС,

z

о

/a = 250.

При радиусе протаивания равном l/2 = 10 м получаем r/a = 50. По формуле (7.2)

0,41.

0

Для определения момента времени r

используем графики рисунка А.2 Приложения А.

Проводим перпендикуляр к оси абсцисс в точке r/а = 50 до пересечения с кривыми 3 и 4.

0

Путем интерполяции по z /a находим для z

/a = 250 значение функции F на перпендикуляре:

F = 5400. Приравнивая это значение левой части уравнения (6.1) при заданных значениях параметров, находим: = 25,4 лет. В моменты времени 30 и 40 лет разность    соответственно равна 4,6 и 14,6 лет, а значение D левой части уравнения (7.1) в эти моменты времени равно 9,8 и 31,1 соответственно. Значения параметра по уравнению (7.1) в эти моменты

времени определяем по рисунку Б.2 приложения Б, для чего строим прямые, параллельные оси

абсцисс со значением ординаты 9,8 и 31,1 до пересечения с кривой 2 этого рисунка. По точкам пересечения находим: = 0,48 и 0,86 для

image

моментов 30 и 40 лет соответственно. Фор-

image

image

му границы протаивания для найденных значений и определяем интерполяцией по по графикам на рисунке Б.7 Приложения Б. Соответствующим пересчетом координаты получаем графики зависимости радиуса протаивания от глубины в заданные моменты времени. Их совокупность представлена на рисунке В.2.

Предельная глубина слияния таликов соседних скважин в данном примере

z

l

= 6,4 метра от поверхности массива по-

род. Для 40 лет эксплуатации эта величина составляет примерно 6,7 м и весьма близка к предельной. Отметим, что резкий перегиб графиков на рисунках Б.1-Б.5


Рисунок В.2 – Форма границы протаивания вблизи скважины в кусте для различных моментов времени (к примеру В.2)

в области высоких значений означает переход к медленному режиму движения фазовой грани-

цы к стационарному (предельному) положению.

В условиях данного примера минимальная глубина, на которой радиус протаивания вокруг отдельной скважины r = l/2 = 10 м через 40 лет эксплуатации составляет примерно 12 м, а ее предельно возможное значение, определяемое по формуле (6.3) равно 9,0 м.

В.3 Пример расчета к разделу 8. Определить полную осадку, ее консолидационную составляющую и эпюры поровых давлений спустя 1 год, 5 и 10 лет с момента пуска скважины в эксплуатацию для условно однородного массива просадочных при оттаивании пород при следующих исходных данных:

Н = 50 м;

А

0

= 0,1;

k

ф

= 10-8 м/с;

o

a = 10-7 м2/Н;

= 2 000 кг/м3.

Решение. По формулам (8.7) определяем параметры o, c , w. Получаем: o = 1,4 года;

c

10-5 м2/сек; = 0,37 год-1. По формуле (8.9) получаем для величины осадки за счет вытаи-

0

вания ледяных включений S

= 5 м. По формуле (8.10) получим So

= 0,4 м. Значение консо-

лидационной части осадки в соответствующие моменты времени получим из формул (8.10) и

(8.11): S

image

= 0,29 м; 1,01 м; 1,23 м. В эти

же моменты времени полная осадка определяется по формуле (8.8): S = 5,29 м; 6,01 м; 6,23 м. Эпюры поровых давлений для указанных моментов времени определяются по формулам (8.1)–(8.4), (8.5)– (8.7) и представлены на рисунке В.3. Через 10 лет массив практически полностью консолидируется, а распределение поровых давлений близко к гидростатическому. В.4 Пример расчета к разделу 9.

Построить эпюры дополнительных осевых напряжений в колонне скважины, вызванных оттаиванием окружающих пород, для моментов времени и условий примера по п. В.3, а также в момент времени, соответствующий пуску скважины


image


Рисунок В.3 – Распределение поровых давлений в оттаивающем массиве для различных моментов времени (к примеру В.3)

image

в эксплуатацию. Угол внутреннего трения оттаивающих пород = 350o, радиус внешнего цементного кольца a = 0,2 м. image

Решение. В начальный момент времени распределение порового давления вычис-

w

ляется по формуле (8.1) при l = 0: Р

= gz.

По формулам (9.1), (9.2): z = 0. Эпюры до-

полнительных напряжений для остальных моментов времени вычисляются по формулам (9.1), (9.2) с учетом распределения поровых давлений, показанных на рисунке В.3, и приведены на рисунке В.4. Максимального значения дополнительные напряжения достигают при полной консолидации оттаивающего массива. В этот момент времени создаваемое ими усилие на одном погонном метре крепи оценивается в 20–30 % от его веса.


image


Рисунок В.4 – Эпюры дополнительных осевых напряжений на крепь при оттаивании пород для различных моментов времени (к примеру В.4)

Приложение Г

(обязательное)


Номограммы определения критической длины типовых конструкций скважин для вариантов расчетных схем А, Б, В и Г


image image


image image image image image image image image image image image image image


image


Рисунок Г.1 – Номограмма определения критической длины крепи скважины Кондуктор – 245 мм, = 8,9 мм; Эксплуатационная колонна – 168 мм, = 12,1 мм.

НКТ – 114 мм, = 7,0 мм.


image image


image image image image image image image image image image image image image


image


Рисунок Г.2– Номограмма определения критической длины крепи скважины Кондуктор – 324 мм, = 9,5 мм; Промежуточная – 245 мм, =8,9 мм; Эксплуатационная колонна – 168 мм, = 12,1 мм.

НКТ – 114 мм, = 7,0 мм.

image

image


Рисунок Г.3 – Номограмма определения критической длины крепи скважины Направление – 426 мм, = 10 мм; Кондуктор – 324 мм, = 9,5 мм;

Промежуточная – 245 мм, =8,9 мм; Эксплуатационная колонна – 168 мм, = 12,1 мм.

НКТ – 114 мм, = 7,0 мм.


39

Приложение Д

(обязательное)


Таблица определения критической длины типовых конструкций скважин для вариантов расчетных схем Д и Е


Таблица Д.1 – Таблица определения критической длины крепи скважины



image

Продолжение таблицы Д.1


 

Приложение Е

(справочное)

Примеры схем опорно-центрирующих устройств


 


 

image

image

1 – крепежное устройство; 2 – швеллер;

3 – свайная опора (или термосвая);

Q– вертикальная сосредоточенная нагрузка


Рисунок Е.1 – Схема конструкции опорного устройства


 



 

  1. – cвайная опора (или термосвая);

  2. – разборный хомут; 3 – ферма


Рисунок Е.2 – Схема конструкции центрирующего устройства

Библиография


[1] РД 00158758-207-99 Методика выбора конструкции скважин в зоне мерзлых пород, ООО “ТюменНИИгипрогаз”, г. Тюмень, 1999.

[2] РД 00158758-209-99 Инструкция по приготовлению и применению облегченных тампонажных растворов с алюмосиликатными микросферами, ООО “ТюменНИИгипрогаз”, г. Тюмень, 1999.

[3] СТП 39-2.1-001-2001 Буровые растворы. Составы и технология применения для строительства скважин на Крайнем Севере, ООО “ТюменНИИгипрогаз”, г. Тюмень, 2001.

[4] СТП 39-2.1-006-2002 Рекомендации по использованию новых реагентов в составах буровых растворов, ООО “ТюменНИИгипрогаз”, г. Тюмень, 2002.

[5] ТУ 5736-002-00282205-98 Цемент тампонажный арктический, “Аркцемент”. [6] ТУ 29-01-08-284-77 Эластичные турбулизаторы типа ЦТ.

[7] ТУ 39-01-08-283-77 Жестко-упругие центраторы типа ЦЦ-2.

[8] ТУ 5734-004-02066492-02 Цемент тампонажный расширяющийся облегченный для арктических условий.


image


ОКС 75.020

Ключевые слова: мерзлые породы, скважины, конструкции крепи, проектирование


image


image



СТО Газпром 16-2005

Корректоры Т.Е. Алексеева, В.М. Осканян

Компьютерная верстка А.И. Шалобановой


image

ИД № 01886. Подписано в печать 24.01.2006 г. Формат 60x84/8. Гарнитура Ньютон С.

Усл. печ. 5,25 л. Уч.-изд. л. 5,1. Тираж 65 экз. Заказ 8.


image

ООО “ИРЦ Газпром” 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (095)719-64-75, 719-31-17.


45

Отпечатано в ЗАО “Издательский Дом Полиграфия”


image