Обеспечение устойчивости опор трубопроводов обвязки газовых и нефтяных добывающих скважин в условиях распространения вечномерзлых грунтов 

Н.Б. Кутвицкая¹, А.В. Рязанов¹, Р.В. Корытников², А.Г. Дашков¹, С.П. Дмитриева¹, С.В. Кузнецов¹

¹Федеральное государственное унитарное предприятие проектно-изыскательский институт «Фундаментпроект», 125993, г. Москва, Волоколамское ш., д.1, стр. 1.

²Общество с ограниченной ответственностью «Ямбурггаздобыча», 629300, г. Новый Уренгой, ул. Геологоразведчиков, д. 9.

 

Аннотация

 

Серьезной проблемой, связанной с эксплуатацией газовых и нефтяных скважин в районах распространения вечномерзлых грунтов, является формирование ореолов растепления и оттаивания мерзлых грунтов вокруг стволов скважин. Вследствие осадки оттаивающих вечномерзлых грунтов (ВМГ) происходит образование приустьевых воронок. Растепление мерзлых грунтов вокруг скважин не всегда приводит к нарушению устойчивости самих скважин. Зато повсеместно наблюдается потеря устойчивости опор трубопроводов обвязок добывающих скважин. Как показывает практика, даже при температуре добываемого продукта на устье скважины, равной +10…+15ºС, уже в первые 2-3 года формируется приустьевая воронка радиусом 2-4 м. Свайные опоры трубопроводов обвязок, попадающие в область формирования воронки, подвергаются осадкам в 30-50 см ежегодно. За пределами воронок происходит постепенное растепление ВМГ и увеличение глубины сезонного промерзания-оттаивания грунтов, сопровождающееся снижением их несущей способности, развитием деформаций осадок и пучения свайных опор. В поcледующие годы эксплуатации радиус воронок увеличивается, достигая к 20-25-му году 10-20 м. На практике это выливается в то, что значительные участки трубопроводов обвязок повисают на крановых узлах скважин, приводя к разгерметизации соединений на фланцах, что само по себе уже является аварийной ситуацией.

Принимая во внимание актуальность проблемы обеспечения устойчивости опор трубопроводов обвязок добывающих скважин, специалистами ФГУП «Фундаментпроект» разработаны и опробованы мероприятия по стабилизации проектного положения трубопроводов обвязок.

 

Ключевые слова: вечномерзлые грунты, ореол оттаивания, термостабилизатор,  добывающая скважина.

 

 

1 Введение

 

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин в районах распространения вечномерзлых грунтов, под действием высоких температур движущегося по скважине добываемого продукта, вокруг их стволов происходит постепенное оттаивание мерзлых грунтов. Температура добываемого продукта может составлять +10…+40ºС и выше. За счет осадки оттаивающих вечномерзлых грунтов на поверхности уже в первые годы эксплуатации вокруг добывающих скважин формируются приустьевые воронки радиусом и глубиной до нескольких метров.

Помимо прочих неприятностей, связанных с оттаиванием и просадками вечномерзлых грунтов вокруг скважин, существует еще одна проблема, серьезным образом влияющая на безопасность их эксплуатации. Проблема эта обусловлена потерей устойчивости свайных опор трубопроводов обвязки добывающих скважин. Потеря устойчивости выражается в осадке опор, попадающих зону оттаявших грунтов, и выпучивании опор, находящихся в области растепления пока еще неоттаявших мерзлых грунтов. Величина осадки опор достигает 10-50 см за один летний сезон (рис. 1). Величина деформаций, связанных с морозным выпучиванием свайных опор, составляет 0,5-10 см в год. В результате значительные по протяженности (до 10-15 м) участки трубопроводов обвязки провисая, передают дополнительную нагрузку на элементы соединения трубопроводов с добывающей скважиной. Поскольку трубопроводы крепятся хомутами  к свайным опорам, к весу самих трубопроводов добавляется вес свайных опор. Возникающая ситуация уже сама по себе относится к разряду аварийной. Основным методом борьбы с этой проблемой на добывающих промыслах является ежегодное наращивание оседающих и подрезка выпучиваемых опор. Поскольку с течением времени ореол растепления грунтов вокруг скважины увеличивается, ежегодным деформациям подвергается все большее количество опор.

 

 

Особенности режима эксплуатации добывающих скважин (удаленность от основных объектов месторождения, отсутствие постоянного персонала на кустовых площадках) не позволяют своевременно обнаруживать деформированные опоры. Поэтому, часто возникают ситуации, когда под действием веса трубопроводов обвязки в местах их соединения с добывающими скважинами накапливаются опасные напряжения. В сочетании с ветровыми нагрузками и периодами с низкими температурами атмосферного воздуха (до -50…-60°С), вышеперечисленное создает в целом серьезные риски нарушения герметичности трубопроводов обвязки скважин.

 

 

2 Результаты расчетов

 

Для разработки технических мероприятий стабилизации проектного положения газопроводов обвязок была проведена серия теплотехнических расчетов ореолов оттаивания вокруг скважины с использованием разработанной в институте "Фундаментпроект" базовой программы PROGNOZ  (PCH 67-87) и ее модификации PROGISTO.  

Характер формирования ореолов оттаивания большей частью зависит от таких факторов, как мерзлотно-грунтовые условия на участке размещения скважины и температура добываемого продукта.

Моделирование образования ореола оттаивания осуществлялось для одной из скважин газового месторождения с температурой добываемого продукта на устье +15°С. Среднегодовая температура воздуха в исследуемом районе -7,5°С. Вечномерзлые грунты в интервале глубин от 0 до 15 м представлены льдистыми суглинками. Среднегодовая температура грунтов составляет -0,8°С. Глубина сезонного промерзания (оттаивания) в пределах 1,5-2,5 м. В контурах кустовой площадки возведена насыпь из песка мелкого, высотой 1,5-2 м. Заглубление свайных опор трубопроводов обвязки скважины в грунт составляет 8 м. Расчетный срок эксплуатации скважины 20 лет. К настоящему моменту времени скважина эксплуатируется в течение 5-ти лет. В зоне растепления находится 3 опоры, подверженные осадкам.

Результаты теплотехнических расчетов представлены в виде температурных полей (рис. 2). На основе полученных материалов можно сделать следующие выводы:

- при эксплуатации скважины в течение 20-ти лет увеличение размеров ореола оттаивания происходит с постоянной скоростью и не достигает периода стабилизации фронта оттаивания;

- радиус расчетного ореола оттаивания в пределах слоя, вмещающего свайные опоры, через 5 лет эксплуатации скважины составляет 4,5 м (что подтверждается результатами обследования грунтов вокруг скважины), через 20 лет – порядка 8 м; 

- возле ореола оттаивания формируется зона близких к нулю отрицательных температур грунтов, в пределах которой сваи теряют несущую способность и могут оседать под собственным весом и весом конструкций, либо, в случае малой вертикальной нагрузки, подвергаться выпучиванию.

При существующих схемах расстановки опор трубопроводов обвязки, в течение первых пяти лет осадкам подвергается 3-4 опоры, к двадцатому году 5-6 опор. Общая протяженность участка трубопроводов обвязки, теряющего контакт с опорой составляет от 14 до 24 м (от 7 до 12 м в каждую сторону от скважины).

 

Для обеспечения стабильного положения трубопроводов обвязки газовой скважины в сложившейся ситуации разработана специальная поддерживающая конструкция. Основной проблемой при этом было обеспечение устойчивости ее свайных опор. В качестве мероприятия по обеспечению устойчивости опор рассматривалась термостабилизация грунтов оснований – искусственное замораживание талых и понижение температур мерзлых грунтов, а также сохранение их в мерзлом состоянии в течение всего срока эксплуатации скважины. Термостабилизация грунтов осуществлялась с помощью термостабилизаторов – парожидкостных сезонно-действующих охлаждающих установок (СОУ), производства ФГУП «Фундаментпроект». Принимая во внимание, что скважина выделяет тепло круглый год, а термостабилизаторы функционируют только в течение зимнего периода за счет низких температур атмосферного воздуха, необходимо было определить минимальное расстояние от скважины, на котором термостабилизаторы способны намораживать мерзлый массив, сохраняющийся в течение всего года, включая летний период, когда охлаждающие установки бездействуют.

Увеличение расстояния между опорой поддерживающей конструкции и добывающей скважиной позволяет уменьшить количество термостабилизаторов у опоры, но при этом возрастает металлоемкость поддерживающей конструкции.

Путем многовариантного моделирования с учетом оптимального соотношения между такими параметрами, как расстояние между опорами и добывающей скважиной, количество термостабилизаторов, необходимых для защиты мерзлых грунтов от оттаивания, и металлоемкостью поддерживающей конструкции было определено наиболее выгодное место расположения опор поддерживающей конструкции (рис. 3).

 

3 Выводы

 

Таким образом, для данных климатических и мерзлотно-грунтовых условий, а также с учетом уже существующего ореола оттаивания на 5-й год эксплуатации скважины с температурой газа на устье +15ºС было выявлено, что оптимальное расстояние размещения свайной опоры от скважины составляет 6 м. При этом, для обеспечения мерзлого состояния грунтов в течение года, а также в период эксплуатации достаточно установки вертикальных сезоннодействующих термостабилизаторов в количестве 4-х шт.