Патент на изобретение №2170335

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ В МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОДАХ

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП). Технической задачей изобретения является обеспечение устойчивости конструкции, надежности и безопасности длительной эксплуатации скважины в условиях распространения ММП при минимальных капитальных, эксплуатационных и энергетических затратах. Для этого размещают в трубках-сателлитах, расположенных непосредственно за направлением скважины, сезонно действующие охлаждающие устройства – термостабилизаторы (ТС), и проводят стандартные газодинамические исследования. Определяют теплофизические свойства и измеряют естественную температуру (Т) в зоне ММП. На основании полученных данных создают расчетную математическую модель геотехнической системы скважина – ТС – ММП, основанную на решении численными методами двумерного дифференциального уравнения теплопроводности в декартовых координатах с подвижной фазовой границей в неоднородной среде. На основе результатов, полученных на предыдущем шаге и отражающих состояние теплового поля системы, модулируют тепловое взаимодействие скважины с ММП при заданных параметрах геотехнической системы и определяют состояние теплового поля ММП устьевой зоны скважины к моменту отключения ТС при наступлении теплого периода. Далее создают расчетную математическую модель геотехнической системы скважина – MMП, основанную на решении численными методами двумерного дифференциального уравнения теплопроводности в цилиндрических координатах с подвижной фазовой границей в анизотропной среде. Затем модулируют тепловое взаимодействие скважины с ММП для различной Т добываемого флюида на теплый период, в течение которого охлаждающая система находится в отключенном состоянии. Для каждого из вариантов моделирования на конец теплого периода определяют Т на границе цемент – порода, в устьевой зоне скважины и сравнивают с Т начала фазовых переходов породы. При равенстве расчетной Т на данной границе и Т начала фазовых переходов породы фиксируют Т добываемого флюида, являющейся максимально допустимой Т на теплый период, при которой не происходит оттаивания ММП. Исходя из полученной Т флюида, определяют оптимальный режим эксплуатации скважины. 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин в зоне распространения многолетнемерзлых пород.

Тепловая нагрузка со стороны скважины на массив многолетнемерзлых пород приводит к повышению их температур, изменению агрегатного состояния содержащейся в них грунтовой влаги, что приводит к снижению прочностных и деформационных характеристик. Последнее обстоятельство обуславливает повышение вероятности возникновения различного рода деформаций скважины и снижение в целом ее эксплуатационной надежности. Таким образом, возникает проблема предотвращения оттаивания многолетнемерзлых пород устьевой зоны в процессе эксплуатации скважины.

Известен способ теплоизолирования труб скважины (авт.св. SU 1716101 A1 29.02.92. Бюл. N 8), предполагающий нанесение на поверхность труб слоя изоляции в виде воздушно-базальтовой композиции.

Недостатком данного способа является то обстоятельство, что величина коэффициента теплопроводности изоляции достаточно высока и не позволяет предотвратить оттаивание пород в процессе эксплуатации скважины.

Известен также способ теплоизоляции скважин в зоне вечной мерзлоты (авт. св. SU 1778277 30.11.92. Бюл. N 44), суть которого заключается в откачке замерзающей жидкости из кольцевого пространства, образовавшегося в результате таяния породы между наружным цементным кольцом и мерзлой породой.

Данный способ имеет следующие недостатки: во-первых, он пригоден лишь для однородного песчаного геологического разреза. В случае наличия в разрезе суглинистых или глинистых горизонтов будут образовываться изолированные “карманы”, извлечь из которых образовавшуюся в процессе оттаивания воду предложенным способом не представляется возможным. Во-вторых, реализация способа требует использования энергоемкого компрессорного устройства, а соответственно затрат на его приобретение, установку, техническое обслуживание и т. д. В-третьих, неизбежны трудозатраты, связанные с необходимостью содержания квалифицированного технического персонала для осуществления данного способа.

Способ теплоизоляции нагнетательной колонны в скважине (авт.св. 998732 23.02.83. Бюл.N 7) включает закачку в кольцевое пространство трубной колонны водной суспензии базальтового волокна с последующим удалением воды из смеси и гранулированием базальтового волокна.

Недостатками данного способа являются технологическая сложность реализации данного способа и низкая эффективность теплоизоляции.

Известно решение (авт.св. SU 1767162 A1 07.10.92. Бюл.N 37), предлагающее для предотвращение оттаивания мерзлых пород оборудовать парожидкостную охлаждающую установку, расположенную коаксиально обсадной колонне, образующую с ней полость в виде двух кольцевых камер, разделенных перегородкой, и содержащую конденсирующую и испарительную части. Вертикальная кольцевая перегородка имеет зазоры относительно верхнего и нижнего торцов герметичной кольцевой полости, образующие перепускные каналы, осуществляющие сообщение между камерами герметичной полости. Сами камеры заполнены охлаждающей жидкостью, не кипящей при температуре работы скважины.

Основными недостатками предлагаемого способа являются чрезвычайная сложность и высокая стоимость подобного рода конструкции, не нашедшей, в силу этих обстоятельств, практического применения.

Наиболее близким к заявляемому является способ теплоизоляции устьевой зоны добывающей скважины в многолетнемерзлых породах (решение о выдаче патента РФ на изобретение по заявке N 98102211/03 от 16.02.98.), включающий оборудование в устьевой зоне непосредственно за трубой направления вертикальных трубок-контейнеров в количестве от 2 до 16, заполненных незамерзающей жидкостью, и размещение в них естественно действующих термостабилизаторов диаметром 0,04 м.

Недостатком данного способа является ограниченность длительности работы термостабилизаторов – сезонность, связанная с их самопроизвольным отключением при достижении равенства между температурами многолетнемерзлых пород и окружающего воздуха и нахождением в нерабочем состоянии при дальнейшем повышении температур воздуха.

Целью изобретения является обеспечение устойчивости конструкции, надежности и безопасности длительной эксплуатации скважины в условиях распространения многолетнемерзлых пород при минимальных капитальных, эксплуатационных и энергетических затратах.

Для достижения поставленной цели необходимо решить задачу предотвращения оттаивания многолетнемерзлых пород в процессе эксплуатации скважины. Другими словами, задачей является не выпустить изотерму, значение которой равно температуре фазового перехода породы, за пределы цементного кольца.

Достигаемым техническим результатом является выбор оптимального варианта эксплуатации геотехнической системы “скважина – многолетнемерзлая порода” в теплый период года, то есть в то время, когда охлаждающая система из сезонно-действующих термостабилизаторов, расположенных в устьевой зоне, находится в отключенном состоянии.

Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе определения оптимального режима эксплуатации скважины в многолетнемерзлых породах, включающем размещение в трубках-сателлитах, расположенных непосредственно за направлением скважины, сезонно-действующих охлаждающих устройств – термостабилизаторов, проведение стандартных газодинамических исследований, определение теплофизических свойств, измерение естественной температуры многолетнемерзлых пород, и создание на основании полученных данных расчетной математической модели геотехнической системы “скважина – термостабилизаторы – многолетнемерзлые породы”, основанной на решении численными методами двумерного дифференциального уравнения теплопроводности в декартовых координатах с подвижной фазовой границей в неоднородной среде:

где Ti – температура, ^oC;
i – индекс среды, относящийся к цементу, талым и мерзлым породам, б/р;
х.у – пространственные координаты, м;
– время, с;
_i – теплопроводность, Вт/(м^oC);
C_i – теплоемкость, Втч/(м^3oC);
_i – плотность, кг/м³;
f(x, y) – функция, равная 1 в области расположения термостабилизатора, и 0 – вне этой области;
Q_mс – тепловой поток, передаваемый термостабилизатором, Вт;
V_mс – объем охлаждающей части термостабилизатора, м³,
на основе результатов, полученных на предыдущем шаге и отражающих состояние теплового поля системы, осуществляют моделирование теплового взаимодействия скважины с многолетнемерзлыми породами при заданных параметрах геотехнической системы и определяют состояние теплового поля многолетнемерзлых пород устьевой зоны скважины к моменту отключения термостабилизаторов при наступлении теплого периода, далее создают расчетную математическую модель геотехнической системы “скважина – многолетнемерзлые породы”, основанную на решении численными методами двумерного дифференциального уравнения теплопроводности в цилиндрических координатах с подвижной фазовой границей в анизотропной среде:

где T_j – температура, ^oC;
– время, с;
_j – коэффициент теплопроводности среды, Вт/(м^oC);
_j – плотность среды, кг/м³;
C_j – теплоемкость среды, Втч/(м^3oC);
j – индекс среды, относящийся к цементу, талым и мерзлым породам, б/р;
r – радиальная координата, м,
затем выполняют моделирование теплового взаимодействия скважины с многолетнемерзлыми породами для различных значений температуры добываемого флюида на теплый период, в течение которого охлаждающая система находится в отключенном состоянии, после этого для каждого из вариантов моделирования на конец теплого периода определяют температуру на границе “цемент – порода” в устьевой зоне скважины и сравнивают с температурой начала фазовых переходов породы, при равенстве расчетной температуры на данной границе и температуры начала фазовых переходов породы фиксируют соответствующее значение температуры добываемого флюида, являющейся максимально допустимой температурой на теплый период, при которой не происходит оттаивания многолетнемерзлых пород, после чего, исходя из полученного значения температуры флюида, определяют оптимальный режим эксплуатации скважины.

Сущность способа поясняется графическими материалами.

На фиг. 1 показан общий вид устьевой зоны скважины; на фиг. 2 – фрагмент расчетной области тепловой модели “скважина – термостабилизаторы – многолетнемерзлые породы” в декартовых координатах; на фиг. 3 – фрагмент расчетной области тепловой модели “скважина – многолетнемерзлые породы” в цилиндрических координатах; на фиг. 4 – результаты моделирования теплового взаимодействия скважины с многолетнемерзлыми породами при различных режимах эксплуатации скважины.

На фиг. 1 обозначены: скважина – 1, трубки-сателлиты – 2, вертикальные термостабилизаторы – 3, труба 4 направления скважины 1, цементное кольцо – 5, граница 6 “цемент – порода”, многолетнемерзлая порода -7.

Для сокращения тепловой нагрузки со стороны скважины 1 на многолетнемерзлые породы 7 в устьевой зоне размещают в трубках-сателлитах 2 непосредственно за направлением 4 скважины 1 вертикальные сезоннодействующие термостабилизаторы 3. Термостабилизаторы 3 за счет непрерывной циркуляции хладагента внутри системы в течение холодного периода года обеспечивают отвод тепла, поступающего от скважины, в атмосферу. Холодным периодом является сезон, когда существует положительная разница между температурами грунта и атмосферы. При достижении равенства между этими температурами термостабилизаторы 3 самопроизвольно прекращают свою работу и находятся в отключенном состоянии в течение теплого периода, то есть периода, когда разница между температурами многолетнемерзлых пород 7 и атмосферы является отрицательной величиной. При снижении температуры воздуха и выполнении условия обеспечения положительной разницы между указанными температурами термостабилизаторы 3 вновь включаются в работу. Таким образом, многолетнемерзлые породы 7 в холодный период года являются защищенными от теплового воздействия со стороны скважины 1 благодаря действию термостабилизаторов 3. В теплый же период года подобная защита отсутствует, что влечет за собой повышение температур многолетнемерзлых пород 7 и их оттаивание. В этой связи для предотвращения оттаивания многолетнемерзлых пород 7 необходимо снизить тепловую нагрузку со стороны скважины 1 в этот период. Предлагаемый способ определения оптимального режима эксплуатации скважины в многолетнемерзлых породах позволяет решить эту задачу.

Способ реализуется следующим образом.

На основании существующего проектного решения по конструкции скважины 1, характеризуемой определенными техническими параметрами, результатов проведения стандартных газодинамических исследований, определения теплофизических свойств, измерения естественной температуры многолетнемерзлых пород 7, метеорологических данных, создают расчетную математическую модель геотехнической системы “скважина 1 – термостабилизаторы 3 – многолетнемерзлые породы 7”, основанную на решении численными методами двумерного дифференциального уравнения теплопроводности в декартовых координатах с подвижной фазовой границей в неоднородной среде:

где T_i – температура, ^oC;
i – индекс среды, относящийся к цементу, талым и мерзлым породам, б/р;
x,y – пространственные координаты, м;
– время, с;
– теплопроводность, Вт/(м ^oC),
C_i – теплоемкость, Втч/(м^3oC);
_i – плотность, кг/м³;
f(x, y) – функция, равная 1 в области расположения термостабилизатора, и 0 – вне этой области;
Q_mс – тепловой поток, передаваемый термостабилизатором Вт;
V_mс – объем охлаждающей части термостабилизатора, м³.

Далее, на основе результатов, полученных на предыдущем шаге и отражающих состояние температурного поля системы, осуществляют моделирование теплового взаимодействия скважины 1 с многолетнемерзлыми породами 7 при заданных геотехнических параметрах и определяют состояние теплового поля пород устьевой зоны скважины 1 к моменту отключения термостабилизаторов 3 при наступлении теплого периода.

Затем, с учетом сформировавшегося температурного поля, создают двумерную математическую модель в цилиндрических координатах, описывающую тепловое взаимодействие скважины 1 с многолетнемерзлыми породами 7, основанную на решении дифференциального уравнения теплопроводности в анизотропной среде с подвижной фазовой границей:

где T_i – температура, ^oC;
– время, с;
_i – коэффициент теплопроводности среды, Вт/(м^oC);
_i – плотность среды, кг/м³;
C_i – теплоемкость среды, Втч/(м^3oC);
i – индекс среды, относящийся к цементу, талым и мерзлым породам;
r – радиальная координата, м.

На следующем шаге осуществляют моделирование взаимодействия скважины 1 с многолетнемерзлыми породами 7 в теплый период для различных вариантов эксплуатации, отличающихся между собой значениями температуры добываемого флюида. Для первого варианта расчета температура равна половине температуры флюида в холодный период. В том случае, если в течение теплого периода начинается оттаивание многолетнемерзлых пород 7, температуру снижают еще в два раза и повторяют расчет. Если оттаивания пород за расчетный период не происходит, температуру увеличивают в два раза и для этого варианта выполняют моделирование. Проведение расчетов прекращают тогда, когда к концу теплого периода температура на границе “цемент – порода”, зафиксированная в точке, расположенной ниже глубины нулевых годовых амплитуд колебаний температуры многолетнемерзлых пород 7, совпадет с температурой начала фазовых переходов многолетнемерзлой породы 7. Соответствующая температура добываемого флюида является максимальной допустимой температурой для теплого периода. Исходя из ее значения, определяют оптимальный режим эксплуатации скважины 1.

Пример конкретной реализации способа.

Реализация проведена для условий Бованенковского газоконденсатного месторождения в несколько этапов.

Этап 1. На основании проектного решения по обустройству месторождения, результатов проведения стандартных газодинамических исследований, определения теплофизических свойств многолетнемерзлых пород, данных измерений естественных температур пород создана двумерная математическая модель теплового взаимодействия элементов геотехнической системы “газовая скважина – термостабилизаторы – многолетнемерзлые породы” в декартовых координатах.

Расчетная область модели представляет собой фрагмент радиального сечения геотехнической системы (фиг. 2) размером 30х30 м, разбитый на расчетные блоки. Величины расчетных блоков по горизонтали и вертикали одинаковы и составляют в интервале от 0,21 до 0,4 м – 0,01 м, от 0,4 до 0,6 м – 0,02 м, от 0,6 до 10 м – 0,05 м, от 1,0 до 3,0 м – 0,1 м, от 3,0 до 4,0 м – 0,2м, от 4,0 до 10 м – 0,5 м, от 10 – 16м – 1,0 м, от 16 до 20 м – 2 м, от 20 до 30 м – 5 м.

В левом верхнем углу расчетной области на расстоянии 0,21 м от него была задана в виде ломаной, по форме максимально приближенной к дуге окружности и состоящей из граничных блоков 0,01х0,01 м, образующая обсадной трубы направления скважины. Таким же образом задана граница цементного кольца радиусом 0,40 м за направлением скважины, но с помощью внутренних блоков. Пространство между этими двумя границами фактически заполнено цементом и в расчетной области определено посредством задания параметров его теплопроводности и теплоемкости. Во всех остальных внутренних блоках расчетной области заданы теплофизические характеристики суглинка, величины которых были определены при проведении лабораторных исследований свойств пород. Термостабилизаторы заданы в виде многоугольников, состоящих из сантиметровых блоков и максимально приближенных к окружностям радиусом 0,18 м, на расстоянии 0,24 м от оси скважины (фиг. 2). В блоках по образующей термостабилизаторов заданы граничные условия 3 рода (температура и коэффициент теплоотдачи).

В граничных блоках, описывающих скважину, задавались также граничные условия 3 рода (температура газа, равная 27^oC, и коэффициент теплоотдачи скважины, равный 0,9 Вт/(м^2oC)). На всех остальных внешних границах расчетной области заданы условия 2 рода с теплопотоками через них, равными нулю.

В качестве температуры, воздействующей на геотехническую систему со стороны термостабилизатора, принята средняя месячная температура воздуха по данным многолетних наблюдений на ближайшей к Бованенковскому месторождению метеостанции Маре-Сале. Коэффициент теплоотдачи задан равным 40 Вт/(м^2oC), что соответствует заводским параметрам термостабилизатора. При этом коэффициент теплоотдачи изменялся по месяцам от указанной величины до нуля в зависимости от наличия положительной разницы между температурой в ближайшем к ним расчетном блоке и среднемесячной температурой окружающего воздуха.

Начальная температура в блоках расчетной области принята равной -4^oC. Шаг расчета по времени (время обновления температурного поля) составлял 0,5 ч.

Начальным расчетным моментом являлось 1 октября 1999 года, когда геотехническая система запущена в работу (одновременно и добывающая скважина, и термостабилизаторы). Конечным моментом было принято 1 мая 2000 года, т.е., согласно данным метеорологических наблюдений, первый день теплого периода, в который происходит самопроизвольное отключение термостабилизаторов.

В результате расчетов было получено и зафиксировано температурное поле, сформировавшееся в устьевой зоне скважины в течение холодного периода, когда термостабилизаторы находились в рабочем состоянии.

Этап 2. Создана математическая модель (фиг. З), представляющая собой осевое сечение устьевой зоны той же геотехнической системы “скважина – многолетнемерзлые породы”, что и на этапе 1, но без термостабилизаторов, в виде прямоугольной расчетной области в цилиндрических координатах, разбитой на расчетные блоки. Размеры области составляют: по горизонтали – 30 м, по вертикали – 20 м (глубина погружения термостабилизаторов). Шаг расчетной сетки по горизонтали составляет: от 0,21 м (положение стенки скважины) до 0,4 м – 0,01 м, от 0,4 до 0,6 м – 0,02 м, от 0,6 до 1.0 м – 0,05 м, от 1,0 до 3,0 м – 0,1 м, от 3,0 до 4,0 м – 0,2 м, от 4,0 до 10 м – 0,5 м, от 10 – 16 м – 1,0 м, от 16 до 20 м – 2 м, от 20 до 30 м – 5 м; по вертикали: от 0 до 3,0 м – 0,1 м, от 3 до 5 м – 0,2 м, от 5 до 10 м – 0,4 м, от 10 до 20 м – 0,5 м. На верхней горизонтальной границе, соответствующей положению дневной поверхности, заданы граничные условия 3 рода – среднемесячные температуры воздуха и среднемесячные коэффициенты теплообмена атмосферы с грунтом, характерные для Бованенковского газоконденсатного месторождения. На левой вертикальной границе, соответствующей положению скважины, заданы также условия 3 рода, характеризующиеся постоянной температурой добываемого газа, равной 27^oC, и коэффициентом теплоотдачи скважины, равным 0,9 Вт/(м^2oC). На остальных границах заданы граничные условия 2 рода, определяемые величиной теплопотока через данную границу. Для данной постановки задачи в силу месторасположения границ величина теплопотока была задана равной нулю. Характеристики внутренних блоков области – величины коэффициентов теплопроводности пород, теплоемкостей в талом и мерзлом состояниях, теплота фазовых переходов и температура начала замерзания, были заданы в соответствии с результатами исследований теплофизических свойств грунтов на одной из кустовых площадок скважин месторождения. При этом в прискважинной зоне до расстояния 0,4 м от оси скважины были заданы свойства цемента, заполняющего кавернозное пространство, образовавшееся в процессе бурения скважины. Начальное температурное поле пород в устьевой зоне скважины было задано в соответствии с результатами выполненного моделирования на этапе 1.

Этап 3. Выполнялось моделирование теплового взаимодействия скважины с окружающими многолетнемерзлыми породами в период с 1 мая по 1 октября, то есть на период, когда охлаждающая система, состоящая из термостабилизаторов, находится в отключенном состоянии. На 1 октября определялась температура на границе “цемент – порода” и сравнивалась с температурой начала фазовых переходов Т_ф. пород. В случае, если расчетная температура на границе Т_р.гр оказывалась выше Т_ф., температура газа в скважине снижалась в 2 раза и расчет производился вновь. В случае, если расчетная температура Т_р.гр. оказывалась ниже Т_ф., температура газа увеличивалась в 2 раза и снова проводился расчет. Выполненные расчеты, результаты которых представлены в табл. 1 и на фиг. 4, свидетельствуют, что для рассматриваемой геотехнической системы при температуре добываемого газа на устье скважины, равной 11^oC, к 1 октября температура Т_р.гр. на границе “цемент – порода” становится практически равной температуре Т_ф. начала фазовых превращений в породе, то есть оттаивания пород в период с 1 мая по 1 октября не происходит. Начиная с 1 октября, в работу включаются охлаждающие устройства и температура на рассматриваемой границе начинает понижаться.

Таким образом, в результате выполненных расчетов был получен результат, свидетельствующий о том, что предотвратить оттаивание многолетнемерзлых пород устьевой зоны возможно путем снижения в теплый период года температуры на устье скважины с 27^oC (“зимняя” температура газа) до 11^oC (“летняя” температура газа). Осуществить подобное снижение температуры возможно, например, посредством одновременно-раздельной эксплуатации двух продуктивных газоносных горизонтов Бованенковского газоконденсатного месторождения в период с 1 мая по 1 октября, предусмотренной одним из проектов обустройства месторождения, позволяющей обеспечить на устье скважины необходимую температуру добываемого газа на уровне 11^oC.

Настоящее изобретение позволяет существенно сократить тепловую нагрузку со стороны скважины на многолетнемерзлые породы в теплый период, предотвратить оттаивание и потерю несущей способности последних. Это же, в свою очередь, дает возможность предотвратить деформации колонн скважины и обеспечить ее длительную безаварийную работу. Реализация способа отличается простотой осуществления, не требует использования сложного технологического оборудования и наличия специального технического персонала для обеспечения его выполнения.

Формула изобретения

Способ определения оптимального режима эксплуатации скважины в многолетнемерзлых породах, включающий размещение в трубках-сателлитах, расположенных непосредственно за направлением скважины, сезонно действующих охлаждающих устройств-термостабилизаторов, проведение стандартных газодинамических исследований, определение теплофизических свойств, измерение естественной температуры многолетнемерзлых пород и создание на основании полученных данных расчетной математической модели геотехнической системы скважина – термостабилизаторы – многолетнемерзлые породы, основанной на решении численными методами двумерного дифференциального уравнения теплопроводности в декартовых координатах с подвижной фазовой границей в неоднородной среде

где Т_i – температура, ^oC;
i – индекс среды, относящейся к цементу, талым и мерзлым породам, б/р;
x, y – пространственные координаты, м;
– время, с;
_i – теплопроводность, Вт/(м^oC);
С_i – теплоемкость, Втч/(м^3oC);
_i – плотность, кг/м³;
f(x, y) – функция, равная 1 в области расположения термостабилизатора и 0 вне этой области;
Q_mc – тепловой поток, передаваемый термостабилизатором, Вт;
V_mc – объем охлаждающей части термостабилизатора, м³,
отличающийся тем, что на основе результатов, полученных на предыдущем шаге и отражающих состояние теплового поля системы, осуществляют моделирование теплового взаимодействия скважины с многолетнемерзлыми породами при заданных параметрах геотехнической системы и определяют состояние теплового поля многолетнемерзлых пород устьевой зоны скважины к моменту отключения термостабилизаторов при наступлении теплового периода, далее создают расчетную математическую модель геотехнической системы скважина – многолетнемерзлые породы, основанную на решении численными методами двумерного дифференциального уравнения теплопроводности в цилиндрических координатах с подвижной фазовой границей в анизотропной среде

где Т_j – температура, ^oC;
– время, с;
_j – коэффициент теплопроводности среды, Вт/(м^oC);
_j – плотность среды, кг/м³;
С_j – теплоемкость среды, Втч/(м^3oC);
j – индекс среды, относящийся к цементу, талым и мерзлым породам, б/р;
r – радиальная координата, м,
затем выполняют моделирование теплового взаимодействия скважины с многолетнемерзлыми породами для различных значений температуры добываемого флюида на теплый период, в течение которого охлаждающая система находится в отключенном состоянии, после этого для каждого из вариантов моделирования на конец теплого периода определяют температуру на границе цемент – порода в устьевой зоне скважины и сравнивают с температурой начала фазовых переходов породы, при равенстве расчетной температуры на данной границе и температуры начала фазовых переходов породы фиксируют соответствующее значение температуры добываемого флюида, являющейся максимально допустимой температурой на теплый период, при которой не происходит оттаивания многолетнемерзлых пород, после чего, исходя из полученного значения температуры флюида, определяют оптимальный режим эксплуатации скважины.

РИСУНКИ

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 14.04.2001

Номер и год публикации бюллетеня: 34-2002

Извещение опубликовано: 10.12.2002

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Номер и год публикации бюллетеня: 5-2004

Извещение опубликовано: 20.02.2004

MM4A – Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 14.04.2005

Извещение опубликовано: 10.07.2008 БИ: 19/2008