автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Регулирование технологических процессовдобычи газа и сооружения скважинна месторождениях Севера

На правах рукописи Для служебного пользования

Экз. № _

Дегтярев Борис Васильевич

Регулирование технологических процессов добычи газа и сооружения скважин на месторождениях Севера

Специальности 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений 05.15.10- Бурение скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

УФА -1999

Работа выполнена на предприятии "Надымгазпром" ОАО "Газпром"

Научный консультант - Заслуженный деятель науки РФ,

доктор технических наук, профессор

ЕРМИЛОВ О. М.

Официальные оппоненты:

- академик РАЕН,

доктор технических наук, профессор

КРИВОШЕИН Б.Л.

- доктор технических наук, профессор

ПОЛЯКОВ в.н.

- член-корреспондент РАЕН, доктор технических наук, профессор

ХАБИБУЛЛИН З.А.

Ведущее предприятие: Институт проблем нефти и газа Российской

Академии наук и Министерства общего и профессионального образования РФ.

Защита состоится 19 марта 1999 г. в 15-00 часов на заседании Диссертационного Совета Д.063.09.02 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа-62, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГНТУ. Автореферат диссертации разослан "января 1999 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ Диссертационного Совета, доктор физико-математических наук, профессор

БАХТИЗИН Р.Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. Основные запасы газа Российской Федерации приурочены к газовым и газоконденсатным месторождениям Севера, характерными отличиями которых являются суровые климатические условия и низкая температура продуктивных пластов, наличие в разрезе многолетнемерзлых пород, крупные геометрические размеры залежей, рыхлый коллектор, кустовое размещение скважин, удаленность от инфраструктур лромышленно развитых регионов. Это вызывает ряд специфических осложнений при сооружении и эксплуатации скважин. Поэтому актуальным является обобщение и совершенствование способов сооружения и эксплуатации скважин на северных месторождениях.

Цель работы - обобщение и совершенствование способов сооружения и эксплуатации газовых скважин на месторождениях Севера. Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

- выделение и постановка приоритетных научных проблем и первоочередных практических задач, возникающих в связи с геокриологическими, климатическими, геологическими и физико-географическими условиями на газовых и га-зоконденсатных месторождениях Севера;

- анализ степени тяжести осложнений при бурении и эксплуатации газовых скважин, обусловленных наличием в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП);

- анализ существующих методов защиты скважин от воздействия фазовых переходов в ММП в процессе эксплуатации и разработка технических решений по уменьшению теплового воздействия скважин на ММП;

- теоретические и экспериментальные исследования динамики прямого и обратного перемещения границы фазового перехода в породах вокруг газовых скважин при их сооружении, консервации и эксплуатации;

- обоснование выбора методов борьбы с гидратами в скважинах и шлейфах в районах Севера, в том числе определение термодинамических условий гид-ратообразования природных газов, разработка критериев выбора ингибиторов гидратообразования и методов безингибиторной добычи и сбора газа;

- решение ряда прикладных задач контроля эксплуатации скважин на крупных газовых месторождениях Севера, таких как разработка способов диагностики выносимых из газовых скважин механических примесей, определения генезиса и количества выносимой из газовых скважин воды, определения дебита по данным исследований скважин на стационарных режимах фильтрации; определение оптимального числа режимов при газодинамических исследованиях скважин и др.

--Научная новизна

1. Поставлена и решена задача определения времени обратного промерзания пород вокруг простаивающей скважины в зависимости от времени первоначального теплового воздействия.

2. Впервые установлена природа газопроявлений из верхней части толщи многолетнемерзлых пород на территории Ямбургского газоконденсатного месторождения.

3. Предложен новый метод определения границы применимости закона Дар-си по данным газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации.

4. Впервые разработана методика оценки времени начала протаивания мерзлых пород вокруг теплоизолированной скважины или в процессе разбури-вания.

5. Впервые выполнены промысловые исследования теплового взаимодействия бурящейся скважины с горными породами для определения допустимого времени консервации скважин без опасности смятия при обратном промерзании.

6. Разработана методика контроля и диагностики выноса пластовой и техногенной воды из газовых скважин по данным специальных газодинамических исследований и химического анализа.

7. Теоретически обосновано и экспериментально установлено, что подошва многолетнемерзлых пород над центральной частью крупных газовых залежей находится глубже, чем на контуре ГВК.

Практическая значимость

1. Разработана и внедрена методика расчета и выбора конструкций скважин с термической защитой в зоне мерзлоты.

2. Разработана и внедрена методика расчета темпов протаивания и обратного промерзания пород при выборе конструкций скважин в криолитозоне.

3. Выполнены экспериментальные исследования температурного поля около газовой скважины в процессе ее бурения, консервации и эксплуатации (на Мастахской научно-экспериментальной станции, ЯАССР).

4. Разработана и внедрена технология предупреждения и борьбы с гидрато-образованием в скважинах и промысловых коммуникациях на месторождениях Крайнего Севера.

5. Разработана и внедрена методика проведения промысловых и лабораторных исследований для диагностики генезиса мехпримесей, выносимых с потоком газа.

6. Обосновано и широко внедрено (на Медвежьем, Уренгойском и Ямбург-ском месторождениях) применение теплоизоляции шлейфов для обеспечения безгидратного сбора газа.

7. Предложена методика определения фактических коэффициентов теплопередачи теплоизолированных шлейфов.

Основные результаты диссертационной работы положены в основу 7 отраслевых инструкций и 2 технологических регламентов, утвержденных руководством Газпрома и доведенных до предприятий отрасли, как руководящие документы, регламентирующие процессы сооружения, освоения и эксплуатации скважин.

Книги Б.В. Дегтярева с соавторами используются студентами в учебном процессе при курсовом и дипломном проектировании.

Основные положения, выносимые на защиту

1.Методика инженерных расчетов времени начала и темпов протаивания и обратного промерзания ММП в процессе сооружения и эксплуатации скважин.

2.Результаты экспериментальных исследований воздействий на ММП в процессе сооружения и эксплуатации скважин.

3.Методика расчета и выбора конструкций скважины с термической защитой в зоне ММП.

4.Технология предупреждения образования гидратных пробок в скважинах и промысловых коммуникациях; термодинамическое и экономическое обоснование теплоизоляции газосборных шлейфов для безингибиторной добычи газа на крупных месторождениях Севера.

5.Методика обработки стандартных и специальных газодинамических исследований с целью определения дебитов и назначения оптимальных технологических режимов работы скважин и кустов.

6.Методика диагностики генезиса воды, выносимой из скважин (пластовая, конденсационная, техногенная) по данным стандартного химического анализа.

7.0пределение глубины подошвы ММП по данным стандартного каротажа по отбивке цементного камня.

Личное участие автора диссертации выразилось в постановке и формировании научных и практических задач, в обобщении и формализации основных результатов работы, в самостоятельном проведении части экспери-

ментальных и аналитических исследований, разработке инструктивной документации.

Апробация работы. Отдельные результаты работы докладывались на:

- Всесоюзном совещании по разработке газовых и газоконденсатных месторождений (Харьков, 1968);

- 3-й научно-технической конференции ВНИИГАЗа "Разработка и эксплуатация месторождений природных газов и подземное хранение газа", (Москва, ВНИИГАЗ, 1976);

- Всесоюзном совещании по вопросам строительства и эксплуатации газонефтепромысловых объектов в зоне мерзлоты (Тюмень, 14-18 марта 1978 .);

- расширенном заседании секций бурения НТС Мингазпрома, Миннефтепрома и НТО НГП им. И.М.Губкина (Тюмень, 28 мая-1июня 1979 .);

- межведомственном совещании ГКНТ "Геокриологический прогноз в осваиваемых районах Крайнего Севера" (Москва, ВСЕГИНГЕО, 1982 .);

- Научно-практической конференции: "Проблемы методики поиска, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений ЯАССР", (Якутск, 1983);

- научно-техническом совещании по изучению гидратоносности недр Мирового океана (Ленинград, ВНИИОкеангеология, 23 июня 1986 .);

- совместном заседании Научно- технических советов Госстроя СССР и Мин-нефтегазстроя, посвященном вопросу проектирования и строительства объектов нефтяной и газовой промышленности в условиях вечномерзлых грунтов (Надым, 28-30 октября 1986 ..);

- Всесоюзном семинаре "Поиски, разведка и разработка залежей углеводородных газов на территориях, контролируемых криолитозоной" (Тюмень, 27 февраля-3 марта 1987 .);

-1-й Всесоюзной конференции "Экология нефтегазового комплекса" (Надым, 4-8 октября 1988 .)

- заседании НТС Мингазпрома, секция "Совершенствование технологии бурения газовых и газоконденсатных скважин" (Москва, 17-21 окт.1988 .);

- международном симпозиуме по геокриологии (Ямбург, 1-12 авг.1989);

- Всесоюзном совещании по вопросам строительства скважин на Ямале (Ухта, Северспецбургаз, 12-16 ноября 1990 .);

- Всероссийском семинаре, посвященном 25-летию предприятия Надымгаз-пром (Надым, 1996 .),

- II международном газовом конгрессе "Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего", (Москва, 2-4 июня 1997);

- научно-технических советах предприятия Надымгазпром (г. Надым, 19951998 )

- семинарах кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатно-нефтяных месторождений УГНТУ (г. Уфа, 1997-1998 ) и др.

Публикации. Основные результаты исследований отражены в 98 печатных работах, в том числе двух книгах и двух тематических обзорах, а также в восьми авторских свидетельствах и патентах РФ.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 7 глав, выводов, списка литературы из 302 наименований и 3 приложений. Работа изложена на 352 страницах машинописного текста, включает 93 рисунка и 21 таблицу.

Автор выражает искреннюю признательность З.С. Алиеву, Ю.Б. Баду, A.B. Баранову, А.И. Березнякову, А.Г. Бурмистрову, Э.Б. Бухгалтеру, В.И. Васильеву, А.И. Гриценко, О.М. Ермилову, Г.А. Зотову, В.А. Истомину, В.Е. Карачинскому, Н.Р. Колушеву, Ю.П. Коротаеву, Б.Л. Кривошеину, М.Р. Мавлютову, В.П. Мельникову, Н.Б. Мизулиной, И.С. Немировскому, Г.И. Облекову, Ю.А. Пере-мышцеву, М.И. Подоляко, А.П. Попову, В.В. Ремизову, Ф.Л. Саяхову, М.Н. Середе, B.C. Смирнову, Ю.Г. Тер-Саакяну, М.А. Токареву, В.А. Туголукову, З.А. Хабибуллину, В.А. Хилько, В.П. Цареву, Л.С. Чугунову, P.M. Шайдуллину, П.Т. Шмыгле, а также коллективам лаборатории надежности скважин и промысловых сооружений ВНИИГаза, НТЦ Надымгазпром и кафедры разработки газовых и газоконденсатных месторождений УГНТУ за активное участие в выполнении научных исследований и помощь в подготовке к защите этой диссертационной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Введение

Для выбора приоритетных задач контроля строительства и эксплуатации газовых скважин рассмотрены климатические, геологические, экологические и экономико-географические особенности газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, и, в первую очередь, месторождений севера Тюменской области. Такими особенностями являются: наличие мощного слоя много-летнемерзлых пород (ММП); удаленность от обжитых районов, заболоченность местности и полное отсутствие дорог, которые определяют кустовое размещение скважин; большая мощность пластов коллекторов, которая определяет водоплавающий тип залежей; слабая сцементированность и высокая

литологическая неоднородность продуктивных пластов коллекторов, приуроченных к дельтовым отложениям пра-Оби; специфичная экологическая обстановка, весьма подверженная техногенным воздействиям; крупные размеры уникальных по запасам месторождений.

1. Особенности сооружения и эксплуатации скважин, обусловленные наличием многолетнемерзлых пород

Методы сооружения и эксплуатации скважин в условиях Севера во многом определяются особенностями, обусловленными наличием в разрезе многолетнемерзлых пород. Наличие в разрезе ММП вызывает возникновение специфических осложнений, главными из которых являются:

- при бурении скважин - кавернообразование, в результате чего существенно увеличивается время бурения, появляются трудности при спуске направления и кондуктора;

- при креплении - резко ухудшается качество цементирования из-за низкой температуры затрубного пространства при гидратации цементного раствора и отсутствия контакта на границе цемент-мерзлые породы;

- при эксплуатации - оседание оттаявших пород с образованием провальных приустьевых воронок;

- при простое (консервации) - смятие обсадных колонн при восстановлении естественной температуры мерзлых пород.

Степень тяжести осложнений определяется характерными особенностями ММП по условиям распространения, глубины залегания, криогенному строению, льдистости и степени влияния этих факторов на процессы сооружения и эксплуатации скважин.

В Западно-Сибирской низменности по условиям распространения выделяют три геокриологических зоны: северную, центральную и южную.

В южной зоне мерзлота с поверхности не встречается. Наличие глубоко залегающих реликтовых мерзлых толщ с температурой близкой к О °С практически не оказывает влияния на технологию бурения и конструкцию скважин.

Подзона мерзлых торфяников центральной зоны, где расположены месторождения Игримской и Березовской группы, характеризуется островным распространением мерзлых пород, приуроченных к торфяникам. Температура мерзлых пород не ниже -1 °С. Подошва мерзлых пород находится на глубине 250-350 м, кровля реликтовой мерзлой толщи на глубине 100-150 м. Такой тип мерзлоты также не вызывает сколько-нибудь серьезных осложнений при про-таивании в процессе эксплуатации скважин, а обратное промерзание при этих

условиях исключено. Не наблюдалось особых осложнений и при разбуривании мерзлых пород в этой зоне.

В подзоне эпигенетически мерзлых минеральных грунтов центральной зоны находятся такие месторождения, как Медвежье, Комсомольское, Юбилей-• ное, Заполярное, Южно-Русское, Тарко-Салинское, южная часть Уренгойского. Характерно двухслойное строение мерзлоты, прослеживающейся до глубины 400 м. Температура мерзлоты -1 -н -2 °С. При разбуривании месторождений этой зоны встречались осложнения, вызванные интенсивным кавернообразо-ванием при бурении под кондуктор, отмечались приустьевые провальные воронки. Для ликвидации этих осложнений удается ограничиться относительно несложными защитными мерами (спуск удлиненного направления, засыпка образующихся воронок песком). Возможность смятия колонн при обратном промерзании здесь также практически исключается.

Подзона эпигенетически мерзлых пород северной зоны расположена в южной части полуостровов Ямал и Гыданский, а также на Тазовском полуострове. Многолетнемерзлые породы распространены на всех элементах рельефа. Среднегодовая температура пород колеблется от -1 до -6 °С (в среднем минус 4-5 °С), мощность мерзлоты меняется в пределах 100-400 м. К этой зоне приурочены такие месторождения, как Ямбургское, Ново-Портовское, Тазов-ское, Ю-Соленинское, Мессояхское, Северо-Уренгойское, северная часть Уренгойского месторождения и др. На разрабатываемых в этой зоне месторождениях, кроме осложнений при бурении под кондуктор, добавляются осложнения, вызванные замерзанием жидкости при длительных простоях скважин. Протаивание пород в процессе эксплуатации скважин существенных осложнений не приносило (за исключением межколонных перетоков после протаивания ММП).

Подзона полигенетически промерзших пород северной зоны, расположенная на севере полуостровов Ямал и Гыданского, характеризуется наиболее жесткими условиями с точки зрения строительства и эксплуатации скважин и газопромысловых объектов. Температура мерзлых пород составляет -6 + -7 °С, а на севере зоны до -10 °С. Мощность сцементированных только льдом сингенетичных осадков составляет 10-15 м, а рыхлых четвертичных отложений с льдистостью до 50% - 50-100 м. Повсеместно развиты полигональные, а также жильные и пластовые льды. К месторождениям этой зоны относятся Бова-ненковское, Крузенштернское, Тамбейское, Харасавэйское. При разбуривании

>тих месторождений по существующей технологии и по существующим конст->укциям можно ожидать возникновения тяжелых осложнений.

Классификация геокриологических условий газовых месторождений и 1ерспективных площадей приведена на рис. 1.

Для определения глубины подошвы многолетнемерзлых пород (ММП) зобраны и проанализированы результаты температурных измерений по опре-целению геотермического градиента (ОГГ) в 89 наблюдательных скважинах Медвежьего, Уренгойского и Ямбургского месторождений. Статистическая обработка показала, что погрешность определения глубины подошвы ММП по данным ОГГ составляют ±15 м.

Данных по термометрии ОГГ в наблюдательных скважинах чаще всего совершенно недостаточно для построения карты подошвы ММП, поэтому приходится привлекать сведения по другим разведочным и эксплуатационным скважинам. Более или менее приемлемые данные можно получить с кривых скважинной термометрии для отбивки цементного кольца (кривые ОЦК), хотя они дают не фактическую температуру мерзлых пород, а только характер ее распределения по стволу скважины, на который влияют различия физических свойств талых и мерзлых пород.

Между данными ОГГ и ОЦК нами установлена корреляционная связь вида у= 0,8х+ 90. Оценка применимости кривых ОЦК показала, что они дают возможность определять глубину подошвы ММП с погрешностью порядка ±60 м. По данным ОГГ построена схематическая карта (рис. 2) подошвы ММП над крупными газовыми залежами Пур-Надымского региона, причем в зонах полного отсутствия более надежных сведений использованы результаты определения мощности ММП в разведочных и эксплуатационных скважинах по кривым ОЦК.

Над сводовой частью крупных газовых залежей подошва мерзлоты расположена на 30-50 м глубже, чем на краях структур, что опровергает установившееся мнение. Такая форма подошвы ММП делает весьма проблематичным существование крупных скоплений газогидратов в пластовых условиях или газовых залежей, в которых покрышкой является газогидратный экран или подошва ММП.

Многолетнемерзлые породы

Рис. 1. Классификация геокриологических условий газовых месторождений и перспективных площадей

г л

11 о и

\ Медвежье ГКМ

Уренгойское ГКМ) |

\

Юбилейное ГКМ

Рис. 2. Схематическая карта подошвы многолетнемерзлых пород над газовыми залежами Надым-Пурского региона.

0 - скважины, в которых подошва ММП установлена по данным ОГГ • - то же по данным ОЦК, ® - то же по литературным источникам.

2. Динамика движения границы фазового перехода вокруг газовой скважины при ее сооружении, консервации и эксплуатации

Анализ возможных методов защиты скважин от последствия фазовых переходов в мерзлых породах показывает, что для выбора средств, адекватных криологической обстановке и конкретным условиям эксплуатации скважин, необходимо учитывать скорость протаивания и термозрозионного разрушения мерзлых пород, а также время обратного промерзания при прекращении теплового воздействия. При этом, помимо температурных условий и теплофизи-ческих характеристик грунта, необходимо учитывать влияние на фазовые переходы термического сопротивления стенки скважины и, в частности, влияние последнего на время начала протаивания мерзлых пород.

Существуют точные решения этой задачи (двухфазная плоскорадиальная задача Стефана), однако они довольно неудобны для практического использования. Для оперативного использования в инженерных расчетах необходимо иметь менее сложную методику оценки времени начала и скорости протаивания мерзлых грунтов в процессе бурения и эксплуатации скважин, а также возможного диаметра каверн.

Для определения скорости распространения зоны протаивания при наличии термического сопротивления стенки скважины были составлены уравнения баланса потока тепла через стенку скважины и тепла, аккумулированного в породах (с учетом фазового перехода и рассеяния тепла за зоной протаивания). Из решения этих уравнений получены расчетные формулы, пригодные для численного интегрирования на ЭВМ:

т=т0+1 [А х+Вх(0+21пх)-А(х2+0"1)/х(0+21пх)]-с1х (1)

1

где х=Яс/Р?п; А=СпРс2/2>.м; В=РплЛмСп+№мСп; О =4тсАД

М=Кв/Кп;М=4+(1 -М2)/21ПМ

В этих выражениях Рп - радиус протаивания; (Зв - радиус теплового влияния в момент времени т; Япл - удельная теплота фазового перехода; Лм и Сп - -теплоемкость и теплопроводность мерзлых пород; - температура мерзлых пород; к - коэффициент теплопередачи стенки скважины; и =1/К - термическое сопротивление; ю-время начала протаивания.

Сопоставление полученных результатов с численными решениями точных уравнений показало, что предложенная нами методика обеспечивает необходимую для практики точность, особенно если учесть, что погрешности, обу-

словленные неточностью определения теплофизических параметров породы, значительно выше, чем погрешности, возникающие при использовании приближенной модели.

Повышение термического сопротивления стенки скважины позволяет на некоторое время отодвинуть начало протаивания мерзлоты. Его необходимо знать, чтобы выбрать теплоизоляцию, обеспечивающую предупреждение протаивания мерзлоты на срок разработки месторождения. Автором получено приближенное аналитическое решение рассматриваемой задачи в рамках метода теплового баланса, развитого в работах Л.С. Лейбензона, И.А. Чарного и М.А. Гудмана, причем неустановившийся процесс распространения тепла рассматривался, как последовательная смена стационарных состояний. Достоинством такого метода является то, что при достаточной точности получаются простые аналитические выражения, либо задача сводится к интегрированию обыкновенного дифференциального уравнения.

Так, для определения времени начала протаивания то нами получено выражение:

где Сп и А.м - теплоемкость и теплопроводность мерзлых пород; V и - температуры газа и мерзлых пород; - температура фазового перехода; Рс - радиус скважины; и - термическое сопротивление стенки скважины.

Сопоставление этого выражения с численным решением уравнения теплопроводности показывает, что оно позволяет определять термическое сопротивление стенки скважины, предотвращающее протаивание на срок разработки месторождения с погрешностью не выше 3-5%.

Все достаточно точные методы решения, известные в литературе, предполагают численную реализацию на ЭВМ, в то время как с целью практического использования результаты расчетов темпов протаивания для широкого диапазона температур и теплофизических параметров пород желательно иметь в графическом или табличном виде. Поэтому решение задачи протаивания и обратного промерзания мерзлых пород вокруг скважин нами было получено также более точным методом, основанным на преобразовании уравнения теплопроводности в талой зоне к неподвижным границам, использовании "квазиподобного" температурного распределения, и введении движущейся системы координат для уравнения теплопроводности в мерзлой зоне. Точ-

= ехр^тоШ ———

I ^ф^

- 2жХи ——— - 1

(2)

ность предложенной методики может быть оценена сверху в 5-10%, исходя из

391 Эе21

величин возможных погрешностей в определении —| г=5 и г=зп0 ПРИ"

ближенным формулам.

С использованием предложенной методики нами выполнена на ЭВМ серия расчетов радиуса протаивания при значениях безразмерной температуры д=(Тф -ТМ)/(Тг -Тф) от 0 до 0.7, охватив тем самым все возможные на практике соотношения температур добываемого газа и многолетнемерзлых пород. Результаты расчетов представлены в виде серии графиков в [Руководство..., 1981].

Были выполнены также расчеты времени обратного промерзания пород в зависимости от температуры и длительности предшествующего теплового воздействия. Полученные численные данные с достаточной для практики точностью аппроксимированы зависимостью

0.88В1 (рте)' Тпр 1.25 + В!' д

0.7 / . 0.5 I

-(1-Р)тб, (3)

чТф ТмУ

где Тб - календарное время бурения, сут; Тпр - время промерзания талых пород с момента окончания бурения; В\=\02%Хт, То, Тф, Тм, - температуры теплоносителя в скважине, фазового перехода и мерзлых пород, °С; I - льдистость пород, кг/м3; к - коэффициент теплопередачи Вт/(м2.К); р - отношение длительности активного теплового воздействия (к которому мы относим механическое бурение, промывку и проработку ствола) к календарному времени бурения.

Формула (3) получена для В1>0.5 и д<=1.2 при радиусе скважины 0.2 м и следующих теплофизических свойствах талых и мерзлых пород: теплоемко-стей Ст = 2.9 10е Дж/(м3 К), См=2.2106 Дж/(м3 К); коэффициентов теплопроводности А,т=1.75 Вт/(м К), Ам=2 Вт/(м К); д = (Тф - ТМ)/(Т0 - Тф).

3. Тепловое и термоэрозионное воздействие на ММП в процессе бурения скважины

В процессе бурения скважины 59 Мастахского газоконденсатного месторождения нами регулярно проводились измерения температуры глинистого раствора на входе в скважину и на выходе из нее с помощью постоянно установленных датчиков с дистанционной регистрацией показаний. Фиксировалось время начала и конца промывки, а также расход промывочной жидкости. Эти данные, в сочетании с высокой изученностью теплофизических свойств мерз-

лых пород, позволили получить сведения о фактических коэффициентах теплопередачи от промывочной жидкости в грунт, а также о реальных объемах масс оттаявшего грунта в процессе бурения под кондуктор. Верхние интервалы (50 -4- 100 м) характеризуются высокими коэффициентами теплопередачи в грунт порядка 400-И ООО Вт/(м2.К). Столь высокий теплоотвод от промывочной жидкости в породу не может быть обеспечен одной лишь контактной теплопередачей, поэтому следует предположить, что происходит смыв довольно крупных частиц мерзлого грунта с последующим плавлением содержащегося в нем льда. На больших глубинах с более плотным грунтом коэффициент теплопередачи снижается и составляет 90-И50 Вт/(м2.К).

Для расчета скорости роста каверн по методу теплового баланса были получены приближенные расчетные зависимости для определения динамики смыва протаявших пород глинистым раствором. При этом предполагалось, что мерзлые породы (пески, супеси) сцементированы только льдом, оттаявшие породы мгновенно уносятся циркулирующей жидкостью, а линейный коэффициент теплопередачи от скважины в грунт не зависит от диаметра ствола скважины. Модель является полуэмпирической из-за трудностей теоретического предсказания коэффициента теплопередачи (К) от промывочной жидкости к мерзлым породам. Учитывая, что тепловая энергия в основном расходуется на фазовый переход, а не на нагрев пород до температуры фазового перехода, можно решать задачу распространения тепла в мерзлой зоне весьма приближенно. Нами выбран простой метод теплового баланса И.А.Чарного, который дает погрешность при определении потока тепла в мерзлую зону около 1020%.

Процесс кавернообразования можно разбить на два этапа: предварительный прогрев пород до температуры начала протаивания (время задержки кавернообразования) и последующее протаивание с уносом вытаявших пород. В реальных случаях при Т0 « 5 °С и Тм= от -2 до -5 °С время задержки кавернообразования to составляет не более нескольких часов, to и Reo (радиус влияния в момент t0 ) можно оценить по формуле (2). Расчетное уравнение для определения динамики роста каверны имеет вид

f П2 Л

К(То-ТФ)1 = лСм(Тф-Т,

Rb RK

R

(4)

2/

Формула (4) справедлива при Тм*Тф. Для частного случая Тм =Тф для радиуса каверны Г^к получим простую аналитическую формулу

РкЛ^^ф)' . (5)

V С лОф

Отметим, что определенный по формуле (5), служит верхней границей для Як, определенного из (4) при Тм*Тф. Сопоставление расчетных и экспериментальных данных показало удовлетворительное совпадение.

При проведении прогнозных расчетов теплового и механического взаимодействия скважины с многолетнемерзлыми породами в ходе ее эксплуатации и консервации (остановках) в качестве исходного момента необходимо определить степень нарушения температурного поля во вмещающем массиве пород в процессе сооружения скважины. Нами проведен эксперимент по изучению начального импульса теплового воздействия на ММП при строительстве скважин, который дает возможность получить максимально приближенные к действительности исходные данные, позволяющие с достаточной точностью проводить расчеты по перемещению границы фазовых переходов вокруг скважины.

Исследования проводились в 1986-1988 гг. на четырех бурящихся скважинах Ямбургского газоконденсатного месторождения - две на сеноман и две - на валанжин в разное время года: зимой, весной и летом.

Измерения температуры в процессе циркуляции промывочной жидкости проводились в доступных для исследователей местах с учетом минимально возможного вмешательства в производственную деятельность буровой бригады. Опрос датчиков температуры происходил по несколько раз (обычно, не менее 3-х) между двумя последовательными наращиваниями инструмента. В среднем это отвечает опросу датчиков каждые 15-20 минут в период активного теплообмена при циркуляции промывочной жидкости. Получен массив экспериментальных температурных данных (или история сооружения скважины с теплофизической точки зрения) в ходе сооружения скважин. ~

Для дальнейшей обработки полученного массива и оценки теплового воздействия на ММП при расчетах динамики температурных полей вокруг скважины в процессе бурения, консервации и последующей эксплуатации предложена методика трехуровневой схематизации тепловых процессов при бурении скважин. Схематизация основана на специфическом времени основных технологических операций при сооружении скважин (бурение между двумя наращиваниями; бурение за один рейс долота; бурение, спуск и цементаж направления, кондуктора, технической и эксплуатационной колонн).

~ ВыполненьГрасчеты динамики температурных полей при бурении и последующем простое сеноманских и валанжинских скважин Ямбургского ГКМ, соответствующие крупномасштабному уровню схематизации, которые рекомендуется использовать для прогнозных расчетов при анализе теплового и механического взаимодействия скважин с ММП. Подобная методика проведения исследований применима и для других месторождений, в первую очередь для бурения скважин на месторождениях полуострова Ямал.

При бурении скважин на глинистом растворе с положительной температурой протаивание начинается не сразу, а через некоторое время т0. Поэтому, подбирая температуру промывочной жидкости таким образом, чтобы за время бурения под кондуктор не наступило протаивание, можно резко снизить кавер-нообразование и получить скважину с радиусом, близким к номинальному. Для выбора допустимой температуры бурового раствора, обеспечивающей сохранность мерзлых пород нами получено следующее выражение, пригодное для вычислений по методу последовательных приближений.

т < т -_2^м(Тф~Тм)

I доп^ 1р- Г л „л „ / ч Л ^

сэ а\п4кХх + Ам(Тф-Тм)„ + 1 С исСм ЪСм(Тр-Тф) ,

4. Методы защиты скважин от воздействия фазовых переходов в многолетнемерзлых породах в процессе эксплуатации

Для защиты скважин от последствий протаивания мерзлых пород, а также от последствий обратного промерзания разработано большое количество разнообразных научно-технических решений, в том числе на уровне изобретений. Автором был проведен обзор запатентованных способов повышения надежности конструкции скважин, пробуренных в зоне ММП, проанализировано свыше 50 авторских свидетельств СССР и около 100 патентов США и Канады, что позволило с учетом других литературных источников дать классификацию методов для защиты скважин от воздействия фазовых превращений в многолетне-мерзлых породах (см.рис.З, дополненную и переработанную нами схему Ю.И.Быкова).

пат. США а.с.СССР 857445 1083126

3876004 678180 3971441 717294

3766980 583286

3818992 3830303 3830305

3695351

3598164 3580334 3561531 3736984 3785358 3760877

807709

1318006

977685 235675 732485 1356557

Управляемое промораживание

Компенсация давления

Прогрев присшажинной зоны

Образование каналов или полостей

Подвеска колонн на

опорах вне зоны протаивания_

3630317

638375 Толстостенные трубы и

составная крепь

1272783 Промораживание шах

тового направления

Телескопические соединения

Подвеска колонн ниже ММП

Оттяжки, засыпка воронок песком

пассивные неиндустриальные

радиальные деформации

способы защмть^ конструкции

механические

термические

скважины вММП

активные неэнергоемкие

аксиальные деформации

Воздух, газы, низкотеплопроводные жидкости и суспензии

Заполнение межтрубья порошками, базальтовым волокном и вакуу-мирование_

пассивные индустриальные

Покрытие поверхности труб коркой солей

[Поропласты

Вакуумно- порошковая

а.с.СССР

184205

491779

1365775

1351227

1339348

717291

740932

926250

998732

829852 646026

1530758

пат. США

3386512

3763935

3899826

3722591

3397445 3650327

3557871 3525399 3664424 3718184 3680631 3677340 3820605 3642065 3720267

Энергия добываемого 445743

флюида 562637

Энергия ветра

и конвекция

1385700 3685583

919403 3882937

Циркуляция испаряю- 320604 3762469

щегося ХА 426028 3766985

926969 3815674

Термоэлектрические

батареи 3386512

53721798

I Принудительная 440483 3703929

I циркуляция ХН 3662832

Рис. 3. Способы защиты скважин от воздействия фазовых переходов в многолетнемерзлых породах

Предложенные в этих изобретениях методы и устройства для защиты скважин от воздействия фазовых превращений в мерзлых грунтах можно разделить на механические, в которых допускается протаивание и перемещение грунтов, и термические методы, направленные на максимальное сохранение естественного температурного режима мерзлоты).Опыт строительства и эксплуатации скважин в криолитозоне показал, что развитию механических методов препятствует отсутствие достоверных механико-математических моделей поведения системы "скважина - мерзлый" грунт при фазовых переходах.

Сохранение ММП путем теплоизоляции скважин имеет смысл лишь при высококачественной изоляции в регионах с низкой температурой мерзлых пород (1М= -6 -г-8 °С) и высоком качестве теплоизоляции (К = 0.4 4- 0.6 Вт/м.град).

Методы активной защиты ММП от протаивания, связанные с циркуляцией в межтрубном пространстве скважин хпадоносителя или испаряющихся хладагентов, непопулярны ввиду довольно высоких капитальных затрат на холодильное оборудование и необходимости эксплуатационных расходов на поддержание процесса охлаждения.

Наиболее распространенными являются методы, направленные на снижение термоэрозионного воздействия на ММП в процессе проходки интервала неустойчивых мерзлых пород при минимальных отклонениях от традиционной технологии бурения и конструкции скважин (использование высококачественных глинистых растворов и ускоренная проходка интервала ММП, применение удлиненного шахтового направления). Здесь имеются большие резервы, такие как бурение под кондуктор на инвертных эмульсиях с отрицательной температурой, раздельное бурение под кондуктор и эксплуатационную колонну и т.д.

Таким образом, наиболее эффективными и легко реализуемыми методами защиты скважин от последствий фазовых переходов являются: снижение термоэрозионного воздействия на породу в процессе проходки интервала неустойчивых ММП при минимальных отклонениях от традиционной технологии бурения; повышение термического сопротивления скважины в интервале ММП для районов с полигенетически промерзшими низкотемпературными ММП; использование сварных колонн для предотвращения негерметичности в резьбовых соединениях при протаивании ММП в процессе длительной эксплуатации; управляемое прогревание стенки скважины для безопасного промораживания каверн в случае длительной консервации скважин.

Перераспределение напряжений в элементах конструкций скважины в процессе ее строительства имеет место как при наличии ММП, так и при их от-

сутствии. При протаивании недоуплотненных мерзлых пород происходит частичная потеря их несущей способности. Это приведет к дополнительному перераспределению нагрузок и напряжений в элементах крепления скважины. Нами рассмотрено распределение напряжений сразу после начала протаива-ния и по достижению предельного радиуса протаивания исходя из предположения, что грунт находится в предельном пластическом состоянии и обладает определенными зафиксированными свойствами. Получены расчетные формулы для оценки осевых напряжений в элементах конструкций скважины. Результаты расчета показали, что при протаивании до предельного радиуса эксплуатационная колонна оказывается в сжатом состоянии. Сжимающие напряжения, близкие к пределу прочности цементного камня, возникнут и в цементном камне за эксплуатационной колонной. В связи с этим возможно нарушение герметичности эксплуатационных колонн, межпластовые перетоки, грифоно-образование и т.д.

В связи с меньшей влагонасыщенностью грунта в зонах номинального диаметра, фронт промерзания приближается к стволу скважины значительно раньше, чем в кавернах, и в последних образуется замкнутый объем с неза-мерзшей жидкостью. При дальнейшем промерзании жидкости в каверне развивается повышенное давление, в ряде случает достаточное для смятия колонны.

Для определения нагрузки на колонну в процессе обратного промерзания получена расчетная формула

Ро{рж-[1+р(1+^)/Е]2Рл(1+РРл)}+г2Рж РЛР

Г*>= 1 __]__(7)

Рж(1 + РРж)-Рл(1 + РРл)

Получены также выражения для расчета величины и направления изгибающих моментов в колонне по результатам тензометрических исследований.

Повышение термического сопротивления стенок скважины достигается размещением теплоизоляционного покрытия на лифтовой или эксплуатационной колоннах труб. Для защиты от гидравлического и механического воздействия среды в процессе спуска в скважину теплоизоляционное покрытие на каждой секции обсадных или лифтовых труб необходимо помещать в металлические кожухи. При этом значительную часть в общем тепловом потоке составляет переток тепла по тепловым мостам в местах соединения кожуха с телом

трубы, что существенно затрудняет расчет термического сопротивления теплоизолированных труб в кожухах.

Для решения этой задачи также было составлено уравнение теплового баланса в дифференциальной форме и получены расчетные формулы для определения среднего коэффициента теплопередачи теплоизолированных труб в кожухах КСр

Кср =- -—-, (8)

1т + 1н

где р= тДКц + Кт)ДстР ; 1с=Кт/(Кт+Кц)

В этих выражениях Кт, К ц и К н - соответственно линейные коэффициенты теплопередачи от газа через слой теплоизоляции до стенки кожуха, от стенки кожуха через цемент до стенки кондуктора и от газа до кондуктора на нетеплоизолированном участке, 1т и 1н - длина теплоизолированного и нетеп-лоизолированного участка секции, ¥ - площадь сечения стенки кожуха, /.ст -

теплопроводность стали, Ш - гиперболический тангенс величины ^-.

На Опытном заводе ВНИИГАЗа был сооружен экспериментальный стенд и проведены измерения теплового потока на серии опытных образцов теплоизолированных труб с разными размерами и конструкцией кожухов. Измерения показали, что предложенная нами методика аналитического определения коэффициента теплопередачи таких труб с учетом тепловых мостов дает сходимость с результатами экспериментов в пределах 1.7 - 3.2%.

При температуре мерзлоты выше минус 2 °С сохранение пород в мерзлом состоянии возможно только при активной защите путем циркуляции хладоно-сителя. Для определения температурного режима циркуляции хладоносителя также была решена система дифференциальных уравнений теплового баланса в нисходящем и восходящем потоках с учетом притока тепла от добываемого газа и отвода тепла в мерзлый грунт.

Расчеты по полученной методике показали, что при защите мерзлоты от протаивания путем циркуляции за эксплуатационной колонной хладоносителя для снижения рефрижераторной нагрузки последний должен иметь низкую теплопроводность и сравнительно высокую вязкость. В частности, из доступного ряда жидкостей, застывающих при низкой температуре (воздух, водные рас-

творы гликоля, глицерина, хлористого кальция, метанол, углеводородные жидкости) наиболее приемлемым в качестве хладоносителя оказывается керосин.

5. Экспериментальные исследования взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами

С целью изучения величины нагрузок на колонну в реальных условиях и зависимости изменения их от размера радиуса протаивания, наличия каверн, условий крепления и т.д., а также уточнения расчетных методов определения нагрузок на колонну при разработке надежных конструкций скважин в зоне многолетнемерзлых пород Саратовским филиалом СКБ ВНПО Союзгазавто-матика (по исходным данным ВНИИгаза) разработан и изготовлен измерительный комплекс "Иней-1" для определения напряжений в теле обсадных труб, температуры и давления в заколонном пространстве скважин. Измерительный комплекс состоит из комплекта датчиков осевых нагрузок, напряжений, давления, температуры, размещенных на вставке в обсадную трубу, кабеля связи и электронной измерительной аппаратуры.

Спуск измерительных комплексов "Иней-1" и "Прогноз-1" осуществлялся на скв. 501 и 704 месторождения Медвежье, а также на скв. 110 Южно-Соленинского месторождения и на скв. 59 Мастахского месторождения. Опыт эксплуатации этих комплексов подтвердил необходимость экспериментальных измерений температуры и давления. В то же время выявилась нецелесообразность спуска в скважины громоздких вставок с датчиками осевых нагрузок из-за крайне низкой чувствительности этих датчиков.

В связи с этим нами разработан комплексный заколонный датчик давления, температуры и теплового потока, в котором учтены указанные недостатки. В состав комплексного датчика ДКД-1 (датчик конструкции Б.В.Дегтярева) входит малогабаритный потенциометрический датчик давления и два высокочувствительных датчика температуры. В качестве датчика давления выбран малогабаритный потенциометрический датчик ДМП-100 (или ДМП-250), а в качестве датчиков температуры использованы терморезисторы ММТ-4, которые обеспечивают их чувствительность порядка 0.005 °С. Столь высокая чувствительность датчиков позволяет определять величину теплового потока от скважины по разнице температур на стенке обсадной колонны и на внешней поверхности цементного камня (датчик вынесен из корпуса).

На Мастахской научно-экспериментальной станции в Якутской АССР нами было проведено исследование температурного поля около газовой скважины в процессе ее бурения, консервации и эксплуатации. В состав станции входят

эксплуатационная газовая^скважина и три термометрических (наблюдательных) скважины, расположенных радиально на расстояниях 2.5 м (скв. 1), 4.5 м(скв. 2) и 7,5 м (скв. 3) от оси эксплуатационной скважины. Наблюдательные скважины пробурены в июне 1977 года (примерно за год до бурения эксплуатационной) на глубины 300, 200 и 200 м.

Наблюдательные скважины выстаивались в течение года. Непрерывная регистрация температуры в них начата в июле 1976 года за 20 суток до начала бурения эксплуатационной скважины и продолжалась в ходе ее бурения (3 мес.), последующей консервации (18 мес.) и эксплуатации (по 1982 год).

На рис.4 представлена экспериментальная зависимость температуры от времени в скв. 1 для глубин 6, 25, 55, 100 и 197 м. Наглядно видна динамика нарушения температурного режима ММП при бурении и эксплуатации, а также восстановление температуры при простоях скважин. Исключение составляет глубина 6 м, поскольку здесь весьма существенно тепловое влияние дневной поверхности. Температурная зависимость на этой глубине отражает совместное действие двух факторов: колебания температуры на дневной поверхности и теплового воздействия со стороны скважины.

1979 1980 1981 1982

Время, годы

Рис. 4. Изменение температуры в наблюдательной скважине №1 на разных глубинах

-о-о-о -6 м; 25 м; - 55 м; -*-»-» ■ 100 м; -197 м.

Аналогичные измерения выполнены также в скв. 2 и 3 на этих и других глубинах. Полученные результаты весьма хорошо согласуются с нашими расчетными данными о скоростях протаивания и промерзания.

Поскольку замерзание в кавернах фильтрата бурового раствора при длительной консервация подготовленных к эксплуатации скважин может привести к смятию обсадных труб нами была экспериментально проверена возможность гмдроразрыва мерзлых пород. Для этого был выполнен комплекс исследований, включающих натурные определения давления гидроразрыва в промысловых условиях и лабораторные определения сопротивления разрыву мерзлых пород и прочности их смерзания с металлом.

Промысловый эксперимент проводился на одном из участков Ямбургского ГКМ и заключался в следующем. Около разведочной скважины были пробурены шурфы - скважины диаметром 273 мм и глубиной 21 м. После бурения и обсадки шурфов устья труб оборудовали герметичной обвязкой, а стволы на период выстойки заполнены раствором СаСЬ Когда температура внутри одного из шурфов снизилась до минус 1.5 + минус 2.0 °С, трубу перфорировали в интервале 19-19.5 м и с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 закачали воду с температурой, близкой к О °С. Согласно результатам испытаний, гидроразрыв мерзлых пород произошел через 1 мин при давлении закачки 6.0-7.0 МПа, после чего скважина в течение 4 мин поглотила 1.8 м3 жидкости. После разгерметизации шурфа поглощенная жидкость практически вся вылилась обратно в емкость цементировочного агрегата.

Полученные данные хорошо согласуются с результатами лабораторных исследований сопротивления мерзлых грунтов разрыву. Это позволяет уточнить конструкцию эксплуатационных скважин и более обоснованно применять известные профилактические мероприятия по предотвращению смятия обсадных колонн в период консервации скважин.

6. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в

районах Севера

Для технологических расчетов и аппаратурного оформления процессов цобычи и первичной обработки газа необходимо располагать данными об ус-товиях образования гидратов. В связи с этим различными авторами, прово-довшими экспериментальные определения условий гидратообразования, были федложены эмпирические уравнения, выражающие зависимость температуры (ачала гидратообразования от давления, например уравнение Гаммершмидта 1=10.63Р0285-17.78. (9)

Нами были проанализированы результаты экспериментальных исследо-анйй (собственные и опубликованные в отечественной и зарубежной литера-уре) и представлены в виде эмпирической зависимости вида:

г = а1дР +

Зона возможного гидратообразования в скважинах и шлейфах определяется термодинамическими условиями существования гидратов, составом газа, давлением, температурой, а также наличием капельной влаги и степенью ее минерализации.

Поскольку в потоке газа до его осушки всегда имеется влага, а давление газа достаточно высокое, решающим фактором образования гидратов является температура газа в стволе скважины. В связи с этим автором были проанализированы существующие методы ее определения и разработана методика для расчета температуры газа по стволу работающих скважин.

Эта методика учитывает основные факторы, влияющие на температуру потока газа - дросселирование газа по стволу и в призабойной зоне, работу подъема газа и теплообмен с окружающими породами. Для оценки изменения температуры газа во времени при определении коэффициента теплопередачи от стенки скважины в грунт необходимо знать величину средневзвешенной по разрезу теплопроводности пород. Автором предложен метод расчетного определения этой величины по геологическому разрезу, основываясь на наличии корреляционной зависимости теплопроводности от плотности и влажности пород. Приводятся также особенности расчета устьевой температуры газа в скважинах, имеющих в разрезе многолетнюю мерзлоту.

Предложенная методика достаточно проста для проведения инженерных расчетов и в то же время обеспечивает необходимую для практических целей точность (~2,5 °С). При определении эффективного коэффициента теплопередачи по результатам измерений температур в работающих скважинах точность расчетов может быть доведена до -0,5 °С. В связи с этим она нашла широкое практическое применение и в неизменном виде вошла в ряд инструкций, руководств, пособий для инженеров и студентов вузов.

Анализ отечественного и зарубежного опыта борьбы с гидратами показал, что на месторождениях Севера наиболее приемлемым является использование ингибиторов гидратообразования, а также выбор режимов эксплуатации и применение других средств, обеспечивающих поддержание температуры в потоке газа от пласта до пункта промысловой подготовки газа выше температуры гидратообразования.

Выбор ингибитора гидратообразования базируется на критериях, оценивающих их стоимость и удельный расход, технологическую эффективность, а также реологические свойства при низких температурах и во многом опреде-

ляется способом подготовки газа к транспорту, температурой газа и окружающей среды и, в меньшей степени, составом газа и наличием конденсата. В частности, при жидкостной осушке газа в качестве ингибитора желательно применять гликоль, используемый в абсорберах на сборных пунктах. При более жестких температурных условиях и надземной прокладке шлейфов целесообразно использовать маловязкий, хотя более летучий и токсичный метанол. При освоении и испытании скважин, а также при разложении грязегидратных пробок в скважинах наиболее подходящим является 30%-ный раствор хлористого кальция.

При сорбционных методах осушки целесообразнее всего отказаться от применения ингибиторов в промысловых коммуникациях, поддерживая различными способами температуру газа выше температуры гидратообразова-ния. В частности, можно поддерживать режим работы скважин, обеспечивающий минимальное снижение температуры газа при его движении к устью. Для расширения диапазона безгидратных режимов в скважинах и шлейфах необходимо увеличивать запас температуры на устье скважины за счет снижения дросселирования по стволу скважины путем выбора соответствующего диаметра колонн и за счет уменьшения теплового потока в мерзлые породы посредством увеличения термического сопротивления стенки скважин.

Нами было установлено, что температура начала гидратообразования для сухих газов месторождений севера Тюменской области (Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского и др.) определяется уравнением I = 19.91дР- 28.5. Равновесная температура гидратообразования, рассчитанная по этому уравнению при Ру = 10 МПа, равна 11.5 °С при устьевой температуре 18-23 °С. Запас температуры 8-12 °С позволяет отказаться от применения ингибиторов гидратообразования не только в скважинах, но и в газосборных шлейфах при условии их теплоизоляции.

Для определения возможности добычи газа без ввода в шлейфы ингибитора гидратообразования были проведены расчеты распределения температуры по длине газосборных шлейфов диаметром 273 мм в зависимости от дебита скважин.

Расчеты показали, что при отсутствии теплоизоляции шлейфа гидратооб-разование в нем возможно на расстоянии 800 м от устья скважины при дебите 3 млн.м3/сутки. При дебите 2 млн.м3/сутки это расстояние составит 500 м, а при 1 млн.м3/сутки - меньше 400 м. Таким образом, прокладка нетеплоизоли-рованных шлейфов приведет или к необходимости подачи в них ингибитора

гидратообразования, или к сокращению длины шлейфов до 400-500 м. Этого явно недостаточно для того, чтобы избежать излишней сгруппированности эксплуатационных скважин.

Нами было рассчитано распределение температуры газа по шлейфу в зависимости от толщины теплоизоляции и дебита скважин. Сопоставление термодинамических условий в шлейфе с температурой и давлением начала гидратообразования позволяет определить толщину теплоизоляции, обеспечивающей безгидратный режим работы шлейфа в зависимости от его длины при различных дебитах. Для оценки экономической эффективности теплоизоляции шлейфов был подсчитан расход пенополиуретана для теплоизоляции шлейфов, обеспечивающий безгидратный режим их работы (при минимальной температуре воздуха минус 50 °С), а также расход метанола в зависимости от температуры и давления в шлейфе (при средней температуре холодных месяцев года минус 20 °С).

Зная годовой расход метанола и расход пенополиуретана на изоляцию, можно ориентировочно оценить экономическую эффективность борьбы с гидратами этими методами. Результаты сопоставления (в ценах 1998 г.) приведены на рис. 5.

1200

1000

и 800 л

5

3" 600

Б га

6 400

200

V

0=1 млн. м3/сутки

4 5 6 7 8 Длина шлейфа, км

Рис. 5. Сопоставление затрат на борьбу с гидратами теплоизоляцией и метанолом.

- стоимость годового расхода метанола на скважину;

— стоимость пенополиуретана для теплоизоляции шлейфа

Точки пересечения кривых стоимости годовой нормы метанола и расходов на теплоизолирующий материал показывают предельную длину шлейфа, при котором его стоимость окупается уже в первый год эксплуатации. Так, при дебите 1 мпн.м3/сутки длина шлейфа составит 2.8 км, при 2 млн.м3/сутки - 5.1 км, а при дебите 3 млн.м3/сутки - около 7.5 км, т.е. при больших дебитах теплоизоляция шлейфов выгодна для предупреждения гидратообразования при сборе газа не только при кустовом размещении скважин, но и в случае размещения их по равномерной сетке.

Термодинамически и экономически обоснованное нами предложение о теплоизоляции газосборных шлейфов для безингибиториой доставки газа на пункты подготовки газа к транспорту вошло в практику эксплуатации месторождений Севера Тюменской области (Уренгойское, Ямбургское, частично Медвежье, Юбилейное, Ямсовейское и др.)

Фактический коэффициент теплопередачи от шлейфа в окружающую среду зависит от многих трудно учитываемых факторов, таких как скорость ветра, занесенность шлейфа снегом, влажность теплоизоляции, наличие повреждений теплоизоляции т.п. Реальный коэффициент теплопередачи может превышать теоретическое (проектное) значение в несколько раз, поэтому для разработки надлежащих мер предупреждения гидратообразования фактический коэффициент теплопередачи желательно определять экспериментально.

При наличии больших перепадов давления в шлейфе расчет снижения температуры газа проводится по формуле, учитывающей охлаждение газа за счет его дросселирования:

где а=Кт АЗСр, I - температура газа в шлейфе на расстоянии х (м) от устья скважины, Ъг температура окружающей среды, 1н - температура газа в начале шлейфа, С - массовый расход газа (кг/час), Ср - теплоемкость газа, Кт - линейный коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Рн и Рк- давление в начале и конце шлейфа, й,-коэффициент Джоуля-Томпсона.

Уравнение (10) не может быть разрешено в явном виде относительно коэффициента Кт, поэтому возможно только численное решение.

Однако, если допустить, что перепад давления между началом и концом шлейфа распределяется не равномерно по длине шлейфа, а как бы дискретно, в два этапа (половина перепада давления "срабатывается" в самом начале

1х = Ъ + (1нМо)ехр(-ах)-01

Рн - Рк 1 - ехр(-ах) X а

(10)

шлейфа, а вторая половина - в конце), то можно получить приближенное аналитическое выражение, которое разрешается относительно Кт:

СрО , Кт®—£ 'п

(11)

где - коэффициент Джоуля-Томпсона в начале шлейфа (при Р ~ Рн -ЛР/2 ),

- коэффициент Джоуля-Томпсона в конце шлейфа (при Р ~ Р« + ДР/2). Выражение (11) дает несколько заниженные значения Кт, но максимальное отклонение от численного решения уравнения (10) не превышает 0.5%.

7. Некоторые прикладные задачи эксплуатации скважин на крупных газовых месторождениях Севера Тюменской области 7.1. Геотехническая диагностика твердых взвесей в потоке газа При эксплуатации газовых скважин в потоке добываемой продукции всегда содержится то или иное количество твердых и жидких частиц. Наличие взвесей вызывает интенсивный абразивный износ оборудования и запорно-регулирующей арматуры, уменьшение пропускной способности трубопроводов и производительности оборудования на установках комплексной подготовки газа (УКПГ), перерасход реагентов технологических процессов, снижение глубины осушки. Выбор средств для профилактики этих негативных явлений или снижения возможного ущерба зависит от природы примесей и места попадания их в поток газа. Отсюда вытекает исключительная важность диагностики взвесей в потоке газа.

Для определения источника поступления песка в промысловые аппараты проведен комплекс исследований частиц, побывавших в потоке газа, а также пород известного генезиса (керн продуктивных горизонтов, песок современных отложений). В комплекс исследования входили: спорово-пыльцевой анализ, микроскопическое определение минерального состава и морфологических особенностей частиц, гранулометрический анализ. Основные методы диагностики возраста и генезиса дисперсных пород ненарушенного строения (палинологические исследования и выделение акцессорных минералов) оказались неприемлемыми для взвесей, откладывающихся в газопромысловых аппаратах. Наиболее четким диагностическим признаком для различения песков сеноманского продуктивного горизонта и песков четвертичных отложений являются форма зерен кварца и степень их окатанности. Дополнительным признаком для диагностики этих песков являются характеристики грануломет-

рического состава (форма кумулятивных кривых, а также коэффициент сортировки).

Для обработки результатов анализа гранулометрического состава мех-примесей, выносимых из газовых скважин разработан пакет программ. Программы позволяют осуществлять ввод, коррекцию и пересчет в процентное содержание веса фракций, полученных при анализе гранулометрического состава исходных образцов и образцов после магнитной и кислотной обработки, вычислять основные гранулометрические коэффициенты (сортировки и асимметрии) силикатной части образцов, выводить на экран и распечатывать кумулятивные кривые исходного образца и его силикатной части, а также составлять сводную таблицу результатов анализа гранулометрического состава мех-примесей.

7.2. О природе газопроявлений из верхней части толщи ММП на территории Ямбургского ГКМ

В процессе бурения эксплуатационных и специальных инженерно-геологических скважин в районе УКПГ-2 и промплощадки Ямбургского месторождения были отмечены стабильные газопроявления на глубинах 50 - 100 м. Появилась необходимость выяснить природу этих газопроявлений, площадь распространения и мощность газоотдающих интервалов, степень опасности открытых газопроявлений при бурении и эксплуатации газовых скважин, а также возможность утилизации газа.

С этой целью нами были проанализированы все доступные нам источники геологической информации по верхней части толщи многолетнемерзлых пород на территории Ямбургского газоконденсатного месторождения. В частности, были отобраны и проанализированы образцы керна из инженерно-геологической скв. 1, пробы газа из заколонного пространства эксплуатационной скв. 2105 и инженерно-геологической скв. 1; проанализированы результаты геофизических исследований верхней части разреза разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных в различных частях месторождения; проведены температурные измерения в долго простаивающих эксплуатационных скважинах, а также в инженерно-геологических скв. 1 и 4; изучены полевые описания керна верхней части мерзлоты (эксплуатационная скв. 2101 и инженерно-геологическая скв. 1); проведены люминесцентно-битуминологические исследования рассеянного органического вещества и битуминозных компонентов в образцах пород.

Существует несколько гипотез о природе газопроявлений из верхних интервалов ММП на Ямбургском месторождении: 1) техногенный источник газа за счет межлластовых перетоков из продуктивных сеноманских (валанжинских) отложений по заколонному пространству разведочных скважин; 2) внутрипла-стовые газогидратные отложения; 3) сингенетичное происхождение газа.

В пользу техногенной гипотезы может говорить невысокое качество цементирования скважин на месторождениях севера, обусловленное наличием ММП и длительными сроками хранения тампонажного цемента (досрочный завоз в навигацию). Однако состав газа не подтверждает этой гипотезы из-за наличия в газе большого (5-7 %) содержания азота, которого нет ни в сеноман-ском, ни в валанжинском газах. Кроме того, резкая литологическая невыдержанность четвертичных отложений не позволила бы мигрировать газу на большие (20--30 км) расстояния от разведочных скважин.

Газогидратные отложения в верхних интервалах ММП с газом метанового состава термодинамически неустойчивы. Не исключено наличие газовых гидратов жирных газов типа валанжинского, однако анализ не показал присутствия в пробах газа этан-бутановой фракции. Реликтовые гидраты донных морских отложений не могли сохраниться из-за большого (свыше 25 млн. лет) перерыва в осадконакоплении и регрессии моря после эоценового периода (люлинворская свита).

В пользу газогидратной гипотезы мог бы свидетельствовать характер газопроявлений при режимных испытаниях скв. 2112 (разогрев околоствольного пространства при отборе газа). Однако усиление газовыделения в период работы скважины можно объяснить интенсификацией притока газа из-за вибрации колонны.

Наиболее реальной представляется гипотеза сингенетичного происхождения газа. Это подтверждается большим количеством углистых частиц в четвертичных отложениях, характером окислительно-восстановительной обстановки в период седиментогенеза (по формам серы и железа при микроскопических исследованиях), характеристикой рассеянного органического вещества и битумоидов по данным люминесцентно-битуминологических исследований. Эта концепция подтверждается геохимическими данными, полученными и в других районах севера Западной Сибири. В результате люминесцентно-битуминологических исследований более 100 образцов мерзлых четвертичных осадков, отобранных с глубин от.5 до 1.5 м из скважин (пикетов) сейсмопро-филя в среднем течении р. Лонг-Юган, установлено, что выделенные из них

битумоиды также имеют характеристики, присущие разностям, насыщающим газоматеринские отложения.

7.3. Экспериментальное исследование выноса жидкости и механических примесей в процессе освоения и отработки скважины Время продувки скважины и дебит скважины при ее освоении после бурения или капитального ремонта имеют огромное значение. При малом дебите и времени продувки не будет достигнута необходимая степень очистки ствола и призабойной зоны, что приведет к снижению продуктивности скважины и выносу большого количества воды и мехпримесей в газосборные шлейфы. При больших дебитах будет бесполезно израсходовано значительное количество газа. Кроме того, при наличии слабосцементированных коллекторов чрезмерно большие расходы могут привести к разрушению пласта и усиленному выносу из скважины абразивного материала.

Согласно инструкции по комплексному исследованию газовых и газокон-денсатных пластов и скважин нормативное время отработки скважин в атмосферу после бурения или капремонтов составляет 72 часа. Обоснования такой длительности не приводится, такая практика сложилась как некое усреднение опыта эксплуатации скважин по всем газовым месторождениям.

Для выработки рекомендаций по определению оптимальных режимов и длительности отработки скважин, обеспечивающих достаточную очистку призабойной зоны при минимальных суммарных потерях газа, в августе 1989 г. нами были проведены специальные исследования при освоении и отработке (при постоянном режиме продувки) скв. 3046 Ямбургского месторождения.

За время продувки в процессе освоения и отработки скважины из нее было выпущено около 2 млн. м3 газа с практически постоянным дебитом около 1200 тыс. м3 /сутки, причем большая часть выпущенного газа (1375 тыс. м3) прошла через сепарирующее устройство. За это время было проведено 12 циклов измерений количества выносимых жидкости и мехпримесей в процессе "отжига" с постоянным дебитом и 5 режимов стандартных газодинамических исследований (ГДИ) с различными дебитами (от 800 до 1600 тыс. м3/сутки) по экончании "отжига". В процессе экспериментальных исследований было ото-эрано на анализ 17 проб воды и 32 пробы мехпримесей.

Из результатов экспериментальных исследований в процессе освоения и этработки скважины в режиме продувки с постоянным дебитом следует, что зчистка ствола и призабойной зоны скважины от основной массы промывочной 1 задавочной жидкости завершилась приблизительно через 5-6 часов после

вызова притока. В дальнейшем удельный вынос стабилизируется на уровне 30-50 мл на тыс.нм3. Плотность и соленость вынесенной жидкости в процессе отработки также быстро уменьшаются и примерно в такой же период приходят по этим параметрам в соответствие с составом жидкости, выносимой из долго эксплуатирующихся скважин.

Удельный вынос твердых взвесей снижается несколько медленнее, стабилизация его на уровне 70-80 мг/м3 наступает примерно через 15-20 часов и в течение следующих суток практически не снижается. По данным петрографических и гранулометрических исследований, большая часть мехпримесей представлена мелко- и средне-зернистым кварцевым леском, металлической крошкой и продуктами коррозии металла.

Результаты экспериментальных промысловых и лабораторных исследований по динамике выноса твердых взвесей при освоении и отработке скв. 3046, 5062 и 5063 показали, что способ отработки скважин при постоянном дебите и нормативном сроке 72 часа не соответствует оптимальным условиям очистки призабойной зоны скважины. Этот срок зависит от конкретных геологических условий (состав, прочность и проницаемость коллектора) и должен устанавливаться для каждого куста скважин индивидуально путем специальных газодинамических исследований (ГДИ) в процессе отработки скважины.

7.4. Определение дебитов скважин и оптимальное число режимов при газодинамических исследованиях

Для северных крупных месторождений с кустовым размещением скважин основной задачей ГДИ является установление зависимости дебита газа от устьевого давления.

Учет производительности каждой скважины - основное условие контроля за разработкой месторождения. В частности, основным недостатком кустового размещения скважин на Медвежьем и Уренгойском месторождениях при всех технологических и экономических преимуществах этого метода было то, что измерение дебитов отдельных скважин, работающих в один шлейф, не предусматривалось системой обвязки скважин. Для разработки приближенной методики определения дебитов скважин нами был собран и обработан весь материал по стандартным исследованиям скважин на приток, проведенным на Ям-бургском газоконденсатном месторождении с начала работы промысла.

При обработке результатов стандартных ГДИ на Ямбургском ГКМ установлена практически линейная зависимость: Q = Kq лДРст ~ Рг) ■ гДе Q " дебит скважины; РСт - давление на устье остановленной скважины; Рг- давление

на устье работающей скважины; Ко - эмпирический коэффициент, отражающий гидравлические потери на трение и местные сопротивления в призабойной зоне продуктивного пласта, по стволу скважины и в фонтанной арматуре.

Линейный характер этой зависимости позволяет существенно уменьшить количество режимов при газодинамических исследованиях скважины без потери качества получаемой информации. Статистический анализ всех газодинамических исследований, выполненных на Ямбургском ГКМ в 1986 - 1989 гг., показал, что наиболее оптимальным представляется выполнение исследований на двух режимах, один из которых проводится при дебитах близких к рабочему, а другой - на максимальном дебите. Среднее отклонение этой пары режимов от стандартного исследования составило е=-0.6%, а относительная погрешность с доверительной вероятностью 0.95 составила всего 5%.

В 1994-95 годах нами был разработан пакет программ для обработки результатов газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации, который позволил провести анализ эффективности различных методов обработки результатов ГДИ на стационарных режимах фильтрации.

В результате этого анализа разработана методика определения дебитов скважин по результатам газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации, даны рекомендации по уменьшению числа режимов и частоты проведения ГДИ и разработан новый метод определения границы применимости закона Дарси по данным газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации без дополнительного измерения на малых депрессиях.

7.5. Контроль количества выносимой из скважин пластовой воды по данным стандартного химического анализа

Контроль за продвижением пластовых вод в скважину является одной из основных задач разработки месторождения. Нами разработана методика количественного определения притока пластовой и остаточной воды к эксплуатационным скважинам по данным специальных газодинамических исследований и химического анализа проб воды, отобранных в процессе этих исследований или с помощью малогабаритной установки УГКМ.

Жидкость, выносимая из скважины с потоком газа, обычно представляет смесь конденсационной воды, выпадающей из паровой фазы при изменении термодинамических условий на пути движения газа из пласта к устью скважины, техногенной воды, попавшей в призабойную зону и ствол скважины в процессе бурения или ремонтных операций, а также пластовой воды, проникшей в

скважину из подошвенной части залежи. Кроме того, даже в случае отсутствия притока пластовой воды, выносимая из скважины жидкость всегда содержит некоторое количество минеральных солей, захваченных из связанной или остаточной пластовой воды, насыщающей пласт до образования газовой залежи. Количество этих солей определяется химическим анализом проб воды, отобранных из газа.

Для определения генезиса выносимой из скважин жидкости из уравнения материального баланса было получено расчетное выражение для определения количества пластовой или остаточной воды, выносимой из скважины:

УМт=СЛЛ1шн, (12)

где \Л/мт - удельное количество минерализованной воды в продукции скважины, г/м3; С - доля пластовой и (или) остаточной воды в минерализованной воде. Значение С можно определить из следующих соотношений:

С = 1 при Са/(№+К) <0.1

С = 1.015- 0.145Са/(Ыа+К) при 0.1 <Са/(№+К)<7 , (13) С = 0 при Са/(№+К)>7

где Са - содержание ионов кальция в пробе воды из скважины, г/л; №+К - суммарное содержание ионов натрия и калия в пробе, г/л.

В свою очередь \Л/Мин можно найти из выражения:

Wмин=Wкoнд■M¡/(C■Mп+(1-C)■Mr^Л¡), 04)

где М, - общая минерализация пробы воды, отобранной из скважины, г/л; Мл -минерализация пластовой (или остаточной) воды, г/л, Мт - минерализация техногенной воды, г/л; \Л/«онд - удельное количество воды, сконденсировавшейся из газа при снижении температуры от пластовой до температуры в точке отбора пробы, г/м3.

По указанным выражениям было обработано свыше 1500 химических анализов воды, отобранной из эксплуатационных скважин газового месторождения Медвежье. Полученные данные позволяют строить карты продвижения пластовых вод по месторождению, вносить оперативные коррективы при назначении технологических режимов работы эксплуатационных скважин, более рационально планировать работу бригад капитального ремонта скважин и т.д.

7.6. Оптимизация работы кустовых скважин с различающимися продуктивными характеристиками

Для оптимизации работы кустовых скважин с различающимися продуктивными характеристиками реализована математическая модель газодинамиче-

:кой системы работающих в один коллектор и интерферирующих между собой ю газосборным сетям скважин. Программа организована таким образом, что 1зменяя любой параметр на какой-либо скважине куста (давление на устье, *ебит, степень открытия углового штуцера), можно отследить изменение ре-кима работы других скважин. В пакете программ имеется также блок автома--ической оптимизации, заключающейся в минимизации потерь пластовой знер-ии и обеспечении тем самым энергосберегающего режима работы куста при 'словии полного выноса жидкости с забоев скважин и неразрушения пласта-оллектора. Функцией цели является выражение

1(РПП-Рвх) + Д1 + Д2. (15)

¡=1

де Рт - пластовое давление, Рв* - давление на входе в УКПГ.

Выражения Дч и д2 для ¡-ой скважины куста имеют вид

(ъ ^ \ ПРИ РУ<Ртах

м V тах • ~Ру'/ Х>0 "Ри ( }

л - V \ (в г» \ Х=0 ПРИ Р*>Р™

Д2 ~ й V I у |/ ПРИ РУйРт!п ( '

Решая эту экстремальную задачу, можно добиться установления желае-ых дебитов по каждой отдельной скважине при минимально-возможных поте-дх пластовой энергии.

Выводы

1. Проанализирован характер осложнений в процессе бурения и эксплуа-щии скважин, обусловленных фазовыми переходами в многолетнемерзлых >родах. Показано, что наиболее серьезные осложнения как в процессе буре-га, так и в процессе дальнейшей эксплуатации скважины вызывает интенсив->е кавернообразование из-за термоэрозионного разрушения неустойчивых, 1ементированных льдом, мерзлых пород при контакте с промывкой глини-ым раствором. Особенно тяжелые последствия при использовании традицией технологии сооружения скважин следует ожидать для подзоны полиге-ггически промерзших отложений северной зоны.

2. Впервые разработана методика оценки времени начала протаивания ¡рзлых пород вокруг теплоизолированной скважины или в процессе разбури-ния мерзлых пород.

3. Разработана методика и выполнены расчеты темпов протаивания пород при выборе конструкций скважин в криолитозоне по методу последовательной смены стационарных состояний, а также с использованием движущейся системы координат. Результаты решения последней задачи дают практически точные результаты расчетов темпов протаивания пород (с точностью до исходных данных о теплофизических свойствах мерзлых пород). Экспериментальные исследования температурного поля около газовой скважины в процессе ее бурения, консервации и эксплуатации (на Мастахской научно-экспериментальной станции, ЯАССР) в пределах точности измерений показали хорошее совпадение с результатами теоретических расчетов.

4. Поставлена и решена задача определения времени обратного промерзания пород вокруг простаивающей скважины, которое определяет сроки безопасной консервации скважин после бурения и пробной эксплуатации и заполненных жидкостью каверн в зависимости от времени первоначального теплового воздействия. Выполнены промысловые исследования по изучению начального импульса теплового воздействия на ММП при бурении скважин, которые дают возможность получить максимально приближенные к действительности исходные данные, позволяющие с достаточной точностью проводить инженерные расчеты по оценке времени обратного промерзания.

5. Разработана и экспериментально проверена на серии опытных образцов методика расчета и выбора конструкций скважин с термической защитой в зоне мерзлоты, методика расчета термического сопротивления стенок скважины при наличии тепловых мостов, методика расчета температурных режимов циркуляции хладоносителя за обсадной колонной; выявлено влияние конструктивных размеров обсадных и лифтовых теплоизолированных труб на величину термического сопротивления скважин и даны рекомендации по разработке и выбору конструкции скважины с термической защитой в зоне мерзлоты.

6. Разработана и внедрена технология предупреждения и борьбы с гидра-гообразованием в скважинах и промысловых коммуникациях на месторождениях Крайнего Севера. Проанализированы способы расширения диапазона безингибиторных методов предупреждения гидратообразования. Обосновано и широко внедрено (на Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском месторождениях) применение теплоизоляции шлейфов для обеспечения безгидратного сбора газа и предложена методика определения фактических коэффициентов теплопередачи теплоизолированных шлейфов.

7. В результате анализа различных методов обработки исследований на стационарных режимах фильтрации различными методами по фонду скважин Медвежьего месторождения предложена методика определения дебитов скважин по результатам газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации, даны рекомендации по уменьшению числа режимов и частоты проведения ГДИ, разработан новый метод определения границы применимости закона Дарси по данным газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации без дополнительных измерений на малых депрессиях.

8. Разработана и внедрена (на уровне технологического регламента) методика геотехнической диагностики твердых взвесей в потоке газа по данным микроскопических исследований и гранулометрического состава образцов, которая позволяет сделать выводы о процессах происходящих в скважине.

9. Разработана и внедрена методика контроля количества и компонентного состава выносимой из скважин пластовой и техногенной воды по данным стандартного химического анализа, что позволяет эффективно проводить гео-¡имический контроль газовых скважин и планировать работы по изоляции во-}Опритока выносимой из скважин пластовой воды.

10. На основе решения многомерной экстремальной задачи разработана четодика оптимизации (с точки зрения минимума потерь пластовой энергии) ехнологического режима работы куста скважин с различающимися продуктив-ыми характеристиками, работающими в один шлейф, позволяющая опреде-ять оптимальный технологический режим работы каждой скважины.

11. Предложена методика определения местоположения подошвы ММП о данным стандартных геофизических исследований, основанная на различи-х физических свойств талых и мерзлых пород, влияющих на величину геотер-ического градиента, и построена схематическая карта подошвы многолетне-ерзлых пород над газовыми залежами Надым-Пурского региона. Установле-э, что подошва многолетнемерзлых пород над центральной частью крупных 130вых залежей находится глубже, чем на контуре ГВК, что делает весьма юблематичным существование крупных скоплений газогидратов в пластовых :ловиях или газовых залежей, в которых покрышкой является газогидратный :ран или подошва ММП.

12. Впервые установлена природа газопроявлений из верхней части толи многолетнемерзлых пород на территории Ямбургского газоконденсатного деторождения. Источником газопроявлений из толщи ММП являются сколле-

ния газа, сингенетичные вмещающим четвертичным отложениям. Запасы газа в верхних горизонтах ММП ввиду низкого пластового давления и небольших размеров ловушек малы и не представляют промышленного значения. Ввиду низкого пластового давления межмерзлотного газа опасность газирования раствора и выбросов при дальнейшем углублении скважины мала.

Основные результаты диссертации опубликованы в 98 печатных работах, в том числе:

1. Дегтярев Б.В., Корчажкин М. Т., Макогон Ю. Ф. Расчет устьевой температуры газа

работающей скважины. Тр. МИНХиГП, 1965,-С. 108-120.

2. Макогон Ю.Ф., Дегтярев Б.В. Распределение температуры в потоке газа по стволу

работающей скважины в районах многолетней мерзлоты. - Газовое дело, 1965, N З.-С. 10-13.

3. Великовский A.C., Дегтярев Б.В. Борьба с гидратообразованием а призабойной

зоне и стволе газовых скважин. - Газовая промышленность, 1966, N 8,- С. 10-13.

4. A.c. СССР №188420, МКИ Е21В 36/00 Забойный нагреватель (горелка)./А.С. Вели-

ковский, Б.В Дегтярев//Бюлл. изобр., 1966, N22.

5. Лутошкин Г.С., Дегтярев Б.В. Особенности конструкции газовых скважин в районах

вечной мерзлоты. НТсб "Бурение", 1967, N 7.

6. Бухгалтер Э.Б., Дегтярев Б.В. Ингибиторы гидратообразования. В кн.: Из опыта

борьбы с гидратообразованием при добыче газа. - М.: ВНИИОЭНГ, 1968.- С. 3-51.

7. Лутошкин Г.С., Бухгалтер Э.Б., Дегтярев Б.В. Влагосодержание природных газов и

методы его определения. Там же, с. 51-100.

8. Временная инструкция по приготовлению и использованию растворов хлористого

кальция в качестве ингибиторов гидратообразования. / Г.С. Лутошкин, В.А. Хоро-шилов, Б.В. Дегтярев , Э.Б Бухгалтер. IIM.: ВНИИГАЗ, 1968.- 22 с.

9. Семин В.И., Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Изучение условий образования гидрат-

ных пробок и борьбы с ними на Вуктылском месторождении. - Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1969, N 7,- С. 22-26.

10. Хорошилов В.А., Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Теплоизоляция шлейфов для обеспечения безгидратного сбора газа на сверхмощных промыслах Севера, ЭИ Мингазпрома, 1969, N15,-С. 46-51.

11. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Гидратообразование в стволах простаивающих газовых скважин и борьба с ним. - ЭИ Мингазпрома, 1969, N 4,- С. 48-52.

12. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Канев В.И. Определение влагосодержания газа Вукгылского месторождения. ЭИ Мингазпрома, 1969 N 7,- С. 36-40.

13. Дегтярев Б.В., Лутошкин Г.С., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в районах Севера. М.: Недра, 1969,118 с.

14. Хорошилов В. А., Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Предупреждение гидратообразования в процессе добычи и сбора газа. Газовая промышленность, 1970, N 11,-С. 18-21.

15. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Параметры начала гидратообразования природных газов месторождений СССР. - ЭИ Мингазпрома, 1970, N 16,- С. 9-15.

16. Инструкция по предупреждению и борьбе с гидратообразованием в скважинах и промысловых коммуникациях на месторождениях Крайнего Севера. /Б.В. Дегтярев, Э.Б. Бухгалтер, В.А. Хорошилов //М.: ВНИИГАЗ, 1971 .-86 с.

17. А. с. СССР №309120, МКИ Е21В 43/00 Способ предотвращения образования гидратов. /Г.С.Лутошкин, Э.Б.Бухгалтер, Б.В.Дегтярев, Ю.В.Кобзев, В.И.Шулятиков //Бюлл. изобр., 1971, N 22.

18. Дегтярев Б.В. Гидратообразование. - М.: БСЭ. 3-е изд., 1971, т.6.- С. 471

19. Рекомендации по конструкции опытных скважин на месторождении Медвежье с повышенной надежностью в зоне мерзлоты. / В. С. Смирнов, Б.В. Дегтярев и др. //- М., ВНИИГАЗ, 1973.-44 с. (для служебного пользования).

20. Дегтярев Б.В., Бурмистров А.Г. Растворимость газа в диэтиленгликоле и его водных растворах.- ЭИ Мингазпрома , 1973, N 9,- С. 6-9

21. Руководство по расчету и выбору конструкций скважин с термической защитой в зоне мерзлоты. /Б.В. Дегтярев, B.C. Смирнов, И.И. Демидов IIM., ВНИИГАЗ, 1974, 74 с. (для служебного пользования).

22. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. - М.: Недра, 1976,-198 с.

23. Смирнов B.C., Дегтярев Б.В., Подоляко М.И. Расчет величины внешнего давления на обсадные трубы в процессе обратного промерзания. В сб.: Бурение и эксплуатация газовых скважин в районах Крайнего Севера. М., ВНИИГАЗ, 1977,- С. 55-62 (для служебного пользования).

24. Дегтярев Б.В. Методика обработки результатов температурных исследований на опытных скважинах. Там же, с. 83-88.

25. Дегтярев Б.В. Определение времени начала протаивания мерзлых пород в процессе эксплуатации скважин. Там же, с. 89-95.

26. Демидов И.И., Дегтярев Б.В., Смирнов B.C. Анализ температурных режимов бурения газовых скважин в районах Крайнего Севера. Там же, с. 113-125.

17. Дегтярев Б.В., Беликов В.А., Смирнов B.C., Демидов И.И. О возможности сохранения мерзлоты в процессе бурения скважин. Там же, с. 126-130.

>8. Дегтярев Б.В. Методы защиты скважин в мерзлоте. Там же, с. 160-170.

!9. Стрюков А.Я., Дегтярев Б.В. К расчету усилий, возникающих в сварных швах кожухов теплоизолированных обсадных колонн. Там же, с. 234-239.

(0. Технология использования сварных колонн для скважин с повышенным термическим сопротивлением. I О.Ф. Андреев, С.Н. Бузинов, Б.В. Дегтярев, А.Я.. Стрюков, A.C. Цыферов //.-Там же, с. 240-251.

i1. Опыт сооружения и сравнительная теплотехническая характеристика скважин с обсадными теплоизолированными трубами модели ОТТ-219х273. /B.C. Смирнов, А.Я. Стрюков, А.И. Давыдов, Б.В. Дегтярев, В.Ф. Зубрилов, В.А. Туголуков //Там же, с. 312-324.

2. Кузнецов A.C., Стрижак М.М., Солодкин Е.П., Дегтярев Б.В. Измерительный комплекс для определения напряжений в теле обсадных труб, температуры, давления в заколонном пространстве скважин. Реф. сб. Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой пром-сти. - ВНИИЭГазпром, 1978, вып. 4,- С. 15-20.

3. А. с. СССР №670722, МКИ Е21В 47/06. Устройство для измерения гидростатического давления в скважине. /О.Ф. Андреев, Т.А. Антонова, A.M. Верховский, АН.

Герман, Б.В. Дегтярев, A.C. Кузнецов, Н.Б. Мизулина, М.И.Подоляко, B.C. Смирнов, М.М. Стрижак, Е.П. Солодкин. //Бюлл. изобр., 1979, N 24.

34. Основные направления работ по созданию надежных конструкций газовых скважин в криолитозоне. /А.Й. Гриценко, О.Ф. Андреев, В.Д. Малеванский, Ю.Ф. Макогон, B.C. Смирнов, Б.В.Дегтярев, В.А. Истомин, Н.Р. Колушев//В кн.: Экспериментальные и теоретические исследования взаимодействия скважины с многолетне-мерзлыми породами. - М.: ВНИИГАЗ, 1979 - С. 7-13 (для служебного пользования).

35.Задачи газопромысловой криолитологии. /Ю.Б. Баду, Ю.Ф. Макогон, О.Ф. Андреев, Н.Р. Колушев, В.А. Истомин Б.В. Дегтярев //Там же, с. 14-22.

36. Истомин В.А, Колушев Н.Р., Макогон Ю.Ф., Дегтярев Б.В. Двухфазная плоскорадиальная задача Стефана. Там же, с. 59-71.

37. Андреев О.Ф., Дегтярев Б.В., Истомин В.А., Колушев Н.Р. Кавернообразование при бурении скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород. Так же, с.115-122.

38. Температурный режим промывки скважин при бурении в зоне мерзлоты (по дан ным Мастахской НЭС). / В.В. Бак, Б.В. .Дегтярев, A.M. Зотеев, В.А. Истомин, Н.Р Колушев //Там же, с. 123-128.

39. Дегтярев Б.В. Выбор оптимальной температуры промывочной жидкости при буре нии скважин в криолитозоне. Там же, с 129-131.

40.Комплексный заколонный датчик для измерения давления, температуры и тепло вого потока. /Б.В. Дегтярев, В.П. Дмитриев, В.А. Дрындин, Н.Р. Колушев, Н.Б. Ми зулина//Там же, с. 176-180.

41. Истомин В.А., Дегтярев Б.В., Колушев Н.Р. Динамика движения границы фазовог перехода в породах вокруг газовой скважины при ее сооружении, консервации эксплуатации. В сб.: Проблемы эксплуатации газовых скважин на месторождения с осложненными горно-геологическими условиями М.: ВНИИГАЗ, 1980.- С. 89-9 (для служебного пользования).

42. Руководство по расчету темпов протаивания и обратного промерзания пород пр выборе конструкций скважин в криолитозоне. /H.A. Истомин, Б.В. Дегтярев, H.f Колушев //.- М,: ВНИИГАЗ, 1981,- 87 с. (для служебного пользования).

43.Истомин В.А., Дегтярев Б.В., Колушев Н.Р. Результаты расчетов времени обратнс го промерзания пород вокруг скважины в зависимости от времени первоначальн< го теплового воздействия. - В кн.: Бурение и эксплуатация скважин в зоне мерзл< ты. - М.: ВНИИГАЗ, 1981,- С. 23-32 (для служебного пользования).

44. Истомин В.А., Дегтярев Б.В., Колушев Н.Р. Динамика промерзания каверны посг бурения скважины. - Там же, с. 176-181

45. Истомин В.А., Дегтярев Б.В., Истомин А.З. Определение времени начала про Tai вания пород вокруг скважины, пробуренной в криолитозоне - Известия ВУЗо Нефть и газ, 1982, N 3,- С. 20-24.

46. Истомин В.А., Дегтярев Б.В., Колушев Н.Р., Истомин А.З. Расчет прямого и обра ного перемещения фронта фазовых переходов вокруг скважины, бурящейся криолитозоне.- Известия ВУЗов. Нефть и газ, 1982, N 8,- С. 19-24.

47. Колушев Н.Р., Истомин В.А., Дегтярев Б.В., Мишуков В.Я. Экспериментальн( исследование температурного поля около газовой скважины в процессе ее бур ния, консервации и эксплуатации. В кн.: Вопросы технологии бурения газовых

газоконденсатных скважин на месторождениях со сложными горногеологическими условиями М.: ВНИИГАЗ, 1982,- С. 22-28 (для служебного пользования).

18. Истомин В.А., Истомин А.З., Дегтярев Б.В., Колушев Н.Р. Влияние длительности теплового воздействия на время обратного промерзания пород вокруг скважины, пробуренной в криолитозоне,- Известия ВУЗов. Нефть и газ, 1983, N 3,- С. 17-20.

19. Гидроразрыв мерзлых пород. /В.В. Врачев, В.А. Миклин, А.И. Березняков Б.В. Дегтярев, М.И. Подоляко //.- Особенности освоения газовых месторождений в сложных геокриологических условиях. - М.: ВНИИГАЗ, 1987,- С. 84-92 (для служебного пользования).

Ю. Аривьян О.Х., Дегтярев Б.В., Мизулина Н.Б., Белан В.М. Опыт проведения люми-несцентно-битуминологических исследований в зоне многолетнемерзлых пород.-/Геология нефти и газа, 1988, N 5,- С. 13-15.

>1. Дегтярев Б.В., Белан О.Н, Кириллова Н.Т., Попов А.П. Номограмма плотности сеноманского газа северных месторождений . - Газовая промышленность, 1989, N

• 2,-С. 49-50.

>2. A.c. СССР №1530756, МКИ Е21В 36/00. Теплоизолированная колонна для нагнетания теплоносителя в пласт./Б.В. Дегтярев, В.А. Истомин, А.П. Попов //Бюлл. изобр., 1989, N47

3. Дегтярев Б.В., Истомин В.А., Попов А.П. Промысловые исследования теплового взаимодействия бурящейся скважины с горными породами .- Совершенствование техники и технологии строительства газовых и газоконденсатных скважин.: Сб. научн. статей ВНИИГАЗа. М.: ВНИИГАЗ, 1989,- С. 160-168.

4. О генерации углеводородов в толще многолетнемерзлых пород. /П. И. Мельников, В.П. Мельников, В.П. Царев, Б.В. Дегтярев, Н.Б. Мизулина, А.П. Попов, А.И. Березняков, A.M. Свечников //Изв. АН СССР, сер. геология, 1989, N 2,- С. 118-128.

5. Березнякова Е.И., Дегтярев Б.В., Мизулина Н.Б., Мурзалимов У.Г. Геотехническая диагностика взвесей в потоке газа. - Газовая промышленность, 1990, N 10,- С. 5657.

3. Дегтярев Б.В., Мизулина Н.Б., Березнякова Е.И. Методика диагностики мехприме-сей в потоке газа. - Ин-т проблем освоения Севера (ИПОС) СО АН СССР.- Тюмень, 1990,- 15 с. -ДЕП. в ВИНИТИ 13.07.90, N3964.

Л Оптимальное число режимов при газодинамических исследованиях скважин. /Б.В. Дегтярев, Т.М. Белоусова, Л.Б. Залозная, Н.Т. Кириллова, A.B. Орлов //ИПОС СО АН СССР,-Тюмень, 1990.-9 с. ДЕП. в ВИНИТИ 13.07.90, N 3965-В90.

З.Истомин В.А., Дегтярев Б.В., Миклин С.Р., Хилько В.А. Нарушение температурного поля многолетнемерзлых пород при бурении газовых скважин в северных районах.- Основные технические решения по освоению газоконденсатных месторождений полуострова Ямал,- М.: ВНИИГАЗ, 1990,- С. 27-37 (для служебного пользования).

). Истомин В.А., Дегтярев Б.В., Хилько В.А. Анализ теплового режима бурения газовых скважин на северных месторождениях,- Техника и технология строительства газовых и газоконденсатных скважин. - М.: ВНИИГАЗ, 1990,- С. 144-150.

(.Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промыслового транспорта углеводородного сырья. /В.А. Истомин, А.Г. Бурмистров, Б.В. Дегтярев, В.П. Лакеев, В.В. Тихонов, В.Г. Квон//-М.: ВНИИЭгазпром, 1991.-37 с.

61. Дегтярев Б.В., Белоусова Т.М., Полякова Г.Н., Рудник Н.Ю. Глубина распространения многолетнемерзлых пород над крупными газовыми залежами Пур-Надымского региона. - Ин-т проблем освоения Севера СО АН СССР.- Тюмень, 1991 .-13с,- ДЕП. в ВИНИТИ 31.05.91, N 2300-В9.

62. Контроль выноса пластовой воды из газовых скважин по данным специальных газодинамических исследований и химического анализа. /М.Н. Середа, A.B. Баранов, Б.В. Дегтярев, В.А. Хилько, A.B. Орлов //В кн.: Актуальные проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера М.: ВНИИГАЗ, 1995,-С. 130-134.

63. Диагностика твердых осадков из абсорберов Ямбургского газоконденсатного месторождения. /М.Н. Середа, A.B. Баранов, Н.Б. Мизулина, Б.В. Дегтярев, И.А. Зин-ченко IIB кн.: Актуальные проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. - М.: ВНИИГАЗ, 1995,- С. 135-145.

64. Изучение динамики выноса жидкости и мехпримесей в процессе освоения и отработки скважины. /Б.В. Дегтярев, А.И. Березняков, М.Н. Середа, Н.Б. Мизулина, A.B. Орлов, P.M. Шайдуллин //Проблемы экологии при освоении газовых и нефтяных месторождений Крайнего Севера, ч. 2. М.: ВНИИГАЗ, 1995,- С. 84-89.

65.Определение приоритетных задач при строительстве и эксплуатации газовых скважин крупных месторождений Севера Тюменской области. /В.В. Ремизов, J1.C. Чугунов, Б.В. Дегтярев, М.И. Подоляко, О.М. Ермилов, В.А. Хилько 11-М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе», 1997, N 3-4,- С. 28-32.

66. Дегтярев Б. В. Термодинамические расчеты при сооружении и эксплуатации газовых скважин в районах Севера. В кн.: Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера. - М.: Наука, 1997 - С. 388-393.

67. Березняков А.И, Дегтярев Б.В., Хилько В.А. Оптимизация работы кустовых сква жин с различающимися продуктивными характеристиками. -М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных ме сторождений на суше и на шельфе», 1997, N 1,- С. 3-9.

68.Технологический регламент по диагностике мехпримесей в потоке газа для промы еловых и лабораторных исследований. /А.И. Березняков, Е.И. Березнякова, Б.В Дегтярев, М.Н. Киселев, В.А. Хилько//Надым.: НТЦ Надымгазпрома, 1997.-28 с.

69. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимым! межколонными давлениями на Медвежьем, Юбилейном и Ямсовейском месторо ждениях. /А.И. Березняков, Е.И. Березнякова, Б.В. Дегтярев, М.Н. Киселев, А.Б Кустышев, М.В. Масник, Г.И. Облеков, И.М. Тернкж, В.А. Хилько, И.А. Чернобров кин. //Надым.: НТЦ Надымгазпрома, 1997,- 27 с.

70. Пакет программ для обработки исследований скважин на стационарных режима фильтрации (для газовых пластов). /В.А. Хилько, Л. С. Чугунов, А. И БерезнякоЕ Б.В. Дегтярев. //Свидетельство об официальной регистрации программы для №970287 от 24.06.97 г - Листинг исходного текста 45 с.

71. Пакет программ для обработки результатов анализа гранулометрического состав мехпримесей, выносимых из газовых скважин. /В.А. Хилько, Л. С. Чугунов, А. И Бе резняков, Б.В. Дегтярев. //Свидетельство об официальной регистрации программ! для ЭВМ №970286 от 24.06.97 г. - Листинг исходного текста 9 с.

72. Пакет программ для оптимизации работы кустовых скважин с различающими продуктивными характеристиками. /В.А. Хилько, Л. С. Чугунов, А. И Березняка

Б.В. Дегтярев. //Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №970289 от 24.06.97 г. - Листинг исходного текста 19 с.

73. Пакет программ для диагностики воды, выносимой из эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин по данным химического анализа. /В.А. Хилько, Л. С. Чу-гунов, А И Березняков, Б.В. Деггярев.//Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №970288 от 24.06.97 г.-Листинг исходного текста 9 с.

74.Чугунов Л.С., Мамедова В.М., Ермилов О.М., Дегтярев Б.В. Особенности структуры затрат МТиТЭР на газодобывающих предприятиях Крайнего Севера. -М.: ЙРЦ Газпром. Науч.-эконом. сб. «Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности», 1997, N 1-2.-С. 21-27.

75.Определение границы применимости закона Дарси по данным газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации (на примере Медвежьего месторождения).- /Л.С. Чугунов, Р.Г. Шагиев, О М. Ермилов, В.А Хилько, Б.В. Дегтярев //Препринт. - Уфа: Изд-во УГНТУ,. 1997,- 24 с.

76. Осложнения при строительстве и эксплуатации скважин в многолетнемерзлых породах Западной Сибири /В.В. Ремизов, Л.С. Чугунов, М.И Подоляко. , Б.В. Дегтярев, О.М. Ермилов //Препринт. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997,- 24 с.

^.Дегтярев Б. В. Термоэрозионное воздействие на многолетнемерзлые породы в процессе бурения скважины. -М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе», 1998, N 11-12,-С. 38-41.

'8. Дегтярев Б. В. Разработка технических решений по уменьшению теплового воздействия скважины на ММП. -М.; ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе», 1998, N 11-12,-С. 42-45.

'9. Дегтярев Б. В. Определение фактических коэффициентов теплопередачи теплоизолированных шлейфов. -М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе», 1998, N 11-12,-С. 45-47.

0. Дегтярев Б. В. Определение дебитов скважин и оптимальное число режимов при газодинамических исследованиях. -М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе», 1998, N 11 -12,- С. 47-51.

1. Дегтярев Б. В. Экспериментальные исследования взаимодействия скважин с мно-голетнемерзлыми породами. -М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе», 1999, N 1 С. 21-24.

г.Дегтярев Б. В. Исследования динамики фазовых переходов в мерзлых породах при учете термического сопротивления стенки скважины. -М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе», 1999, N 1,- С. 25-28.

З.Дегтярев Б. В. Определение глубины подошвы мерзлых пород по данным термометрии. -М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе», 1999, N 1,- С. 55-58.

I. Патент РФ №2125149, МКИ6 Е 21 В 36/00, 47/06 Способ определения нижней границы залегания многолетнемерзлых пород. /Р.И. Вяхирев, В.В. Ремизов, О.М.

Ермилов, Б.В. Дегтярев, Л.С. Чугунов, В.И. Кононов, А.Э. Конторович, Н.Л., Доб-рецов, К.С. Басниев, М.И. Подоляко, В.П Мельников. II.- Офиц бюлл. Российского Агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения», 1999, N2 (январь).

85. Патент РФ №2125151, МКИ® Е 21 В 43/00, 47/10 Способ определения параметров газоносного пласта и дебита пробуренных в нем скважин./Р.И. Вяхирев, В В., Ремизов, О.М. Ермилов, Б.В. Дегтярев, Л.С. Чугунов, В.И. Кононов, А.Э. Конторович, Н.Л., Добрецов, К.С. Басниев, В.А. Хилько II - Офиц бюлл. Российского Агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения», 1999, N2 (январь).

Соискатель Б.В. Дегтярев