ГЛАВНЫЕ НОВОСТИ

Статья в свободном доступе

Среда, 14.05.14
Интерпретация данных профилеметрии обсадных колонн. Точность и инструментальная преемственность для скважин произвольного профиля

Вячеслав Климов 
к. т.н., профессор кафедры нефтегазового дела Кубанского ГТУ


На основе исследований, проведенных автором, делается вывод, что существующие методики интерпретации данных профилеметрии обсадных колонн наклонно-направленных и горизонтальных скважин не позволяют достоверно оценить их техническое состояние из-за существенных ошибок методического характера. Предлагается расширить перечень оцениваемых геометрических параметров труб и применять новую методику интерпретации. При этом не только достигается требуемая достоверность интерпретации данных скважинных исследований, но и обеспечивается инструментальная преемственность, позволяющая проводить корректное определение искомых параметров обсадной колонны серийными отечественными и зарубежными трубными профилемерами. 

С ростом объемов строительства глубоких, наклонно-направленных и горизонтальных скважин все большее значение (как в России, так и за рубежом) приобретают вопросы диагностики технического состояния обсадных колонн. Последние испытывают повышенные изгибающие и прижимающие нагрузки, которые обуславливают:

  • - механический износ (истирание) внутренней поверхности обсадных труб замками бурильной колонны при - спускоподъемных операциях (СПО); 
  • - снижение остаточной прочности, смятие и растрескивание изношенных труб [13]; 
  • - ослабление муфт и потерю герметичности в их резьбовых соединениях; 
  • - утечки углеводородного сырья, межпластовые перетоки флюидов, межколонные давления и обводнение продукции скважин [14]; 
  • - загрязнение источников водоснабжения, экологические потрясения и другие негативные проявления. 

 

Износ обсадных труб 
Осмотр поднятых из скважины обсадных труб [1] показал, что наиболее интенсивный износ наблюдается в интервалах набора кривизны и перегибов стволов скважин (т. е. в местах концентрации механических напряжений). При этом в большинстве случаев образуется односторонний (желобной или серповидный) износ (рис. 1), приводящий к разрушению резьб и потере герметичности в муфтовых соединениях (рис. 2). Однакона практике отмечены случаи, когда наблюдался износ в виде двух желобов, расположенных по дуге окружности на различных расстояниях друг от друга. 
  Кроме того, исследованиями ВНИИТнефти было установлено, что в бывшем СССР коэффициент аварийностис обсадными колоннами по Главтюменьнефтегазу составлял 7,6 % и 23,4 % при интенсивности искривления стволов скважин всего 1,5° и 2,0° на 10 метров глубины скважины соответственно. 
  Подобные явления происходят и с эксплуатационными обсадными колоннами, которые изнашиваются муфтами насосно-компрессорных труб (НКТ) при СПО. 
  Все вышеизложенное свидетельствует о насущной необходимости диагностики технического состояния обсадных колонн геофизическими методами, включающими методы электромагнитной дефектоскопии и электромеханической трубной профилеметрии. 

 

Несовершенство методик интерпретации
Рассмотрев ранее проблемы и решения в области электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн [15], остановимся на ограничениях к применению метода электромеханической профилеметрии, основанного на контактном способе съема информации. Этот способ реализуется посредством измерительных рычагов, установленных в скважинном приборе равномерно по окружности и прижимаемых к внутренней поверхности труб обсадной колонны.  Так, в России для определения проходного сечения и геометрических параметров обсадных колонн в вертикальных скважинах применяются трубные профилемеры — радиусомеры типа ПТС — 4 и ПТС — 100 Т с 8 измерительными рычагами, а также приборы зарубежных фирм — TGS (Schlumberger) c 16 измерительными рычагами, MFC (Western Atlas) [2], MIT (Sondex) [3] и др., имеющие значительно большее число измерительных рычагов (20, 40, 60 и 80).
  Однако в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах их показания оказываются недостоверными, т. к. из-за эксцентричного положения скважинного прибора в исследуемых обсадных колоннах измерительные рычаги измеряют не диаметры (как сумму отклонений противоположных рычагов), а хорды.
  Необходимо отметить, что измеренные значения хорд принципиально несопоставимы с величинами минимального, максимального и среднего внутренних диаметров и их отклонениями, допускаемыми по ГОСТ 632–80, что делает невозможным и определение технического состояния обсадных труб по критерию соответствия (или несоответствия) требованиям указанного стандарта. Поэтому «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» (РД 153– 39.0–072–01. — М., 2001 г.) устанавливает ограничения к применению метода трубной профилеметрии в скважинах с большими отклонениями стволов от вертикали (п. 24.2.1).
  Кроме того, разработанные методики интерпретации данных трубной профилеметрии [4–6] базируются на следующих допущениях: 

  • - скважинный прибор в обследуемых трубах отцентрирован; 
  • - отклонения измерительных рычагов прямо пропорциональны радиусам;
  • - профили внутренней и внешней поверхностей обсадных труб в поперечном сечении есть окружности с постоянным радиусом и имеют один общий центр; 
  • - не учитывают допускаемых в соответствии с ГОСТ 632– 80 отклонений геометрических параметров труб от их номинальных значений.

 

  Перечисленные недостатки существующих методик интерпретации могут привести к существенным ошибкамв оценке технического состояния обсадных колонн. Это наглядно иллюстрирует следующий пример.
  В одной из скважин Кошехабльской площади (Краснодарский край) увеличение проходного сечения труб за счет одностороннего желобного износа глубиной 7,5 мм в обсадной колонне диаметром 168 мм было ложно истолковано как увеличение среднего внутреннего диаметра трубы на 1,62 мм, что является допустимымпо ГОСТ 632–80 для труб указанного типоразмера с обычной точностью изготовления (1,62 вместо 1,7) и недопустимым по сути, поскольку остаточная прочность труб, равномерно изношенных на 1,62 мм и имеющих сосредоточенный желобной износ глубиной 7,5 мм, далеко не одинакова.
  Более того, ни одна из известных методик интерпретации данных трубной профилеметрии не предусматривает определение такого весьма важного диагностического параметра, как овальность труб — е, которая сильно влияет на их прочностные показатели (табл. 1). Из вышеизложенного следует, что метод электромеханической трубной профилеметрии может применяться, по сути, лишь для определения проходного сечения обсадных колонн. 

Требования к методическому аппарату
Таким образом, можно сделать вывод о насущной необходимости разработки новой методики интерпретации данных профилеметрии как в вертикальных, так и наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Эта методика (независимо от эксцентриситета скважинного прибора в исследуемой обсадной колонне) должна обеспечивать корректное определение не только среднего внутреннего диаметра и двух взаимно перпендикулярных диаметров, но таких параметров, как: 

  • - овальность обсадных труб; 
  • - отклонения профиля внутренней поверхности труб в поперечном сечении от окружности с номинальным внутренним радиусом; 
  • - соответствие (несоответствие) внутренней геометрии или проходного сечения обсадных труб требованиям ГОСТ 632–80 (раздел «Номинальные геометрические размеры труб нефтегазового сортамента»), согласно которому они изготавливаются на металлургических заводах;
  • - интервалы и величины износа обсадных колонн. 
  • - Указанные параметры необходимы для: 
  • - определения геометрических параметров труб и сопоставления их с допускаемыми значениями по критерию соответствия (несоответствия) требованиям ГОСТ 632– 80 (табл. 2); 
  • - определения величины износа, остаточной толщины и остаточной прочности обсадных колонн;
  • - выдачи однозначного заключения о техническом состоянии скважин и возможности продления их срока службы сверх нормативного при их переаттестации.

Новая методика интерпретации
Под задачи исследований наклонно-направленных и горизонтальных скважин автором разработана «Методика интерпретации данных профилеметрии обсадных колонн» [7–10], позволяющая производить корректное определение указанных параметров любыми серийными трубными профилемерами, разработанными ранее для исследования вертикальных скважин (например, ПТС–4 и ПТС–100 Т) при любом положении (эксцентриситете) скважинного прибора в исследуемой обсадной колонне. 
  Для простоты рассуждений определение внутренних геометрических параметров и проходного сечения труб обсадной колонны покажем на примере применения трубного профилемера типа ПТС–100 с 8 измерительными рычагами по стандартной технологии. Определение внутренних геометрических параметров труб обсадной колонны производят на основе полученных данных по формулам (2) – (10) (рис. 3, 4).

Последовательность выполнения операций по определению геометрических параметров труб обсадных колонн приводится ниже. 

Средний внутренний диаметр труб
Определение искомого диаметра труб производится:

  • - по результатам измерения величин отклонения двух групп измерительных рычагов (по четыре в каждой) поформуле (2) для каждой из групп с вычислением среднего арифметического значения Dср1 (рис. 3);
  • - по результатам измерения величин отклонения 8 групп из трех измерительных рычагов каждая (рис. 4) по формулам (3) – (10) для 8 радиусов и вычислением среднего арифметического значения Dср2;
  • - по значениям Dср1 и Dср2 вычисляется их среднее арифметическое значение Dср3. 

 

Минимальный и максимальный диаметр
Определение минимального и максимального диаметра неизношенных обсадных труб производится по зависимостям (2) – (10).

Овальность труб
Овальность труб - е определяется как удвоенное отношение разности величин двух взаимно перпендикулярных диаметров, измеренных в одной плоскости, к сумме этих диаметров (РД 39-2-132-78):

 

Отклонение профиля внутренней поверхности труб от окружности 
Определение отклонений профиля внутренней поверхности труб (их проходного сечения) от окружности с номинальным значением внутреннего радиуса производится на основе расчета: двух значений диаметров по формуле (2) (рис. 3); 
их точки пересечения (центра окружности) — О с номинальным значением внутреннего радиуса;
значений 8 радиусов, определяемых по зависимостям (3) – (10). 

Соответствие проходного сечения труб проектным значениям
Определение соответствия проходного сечения труб проектным значениям производится путем сравнения величин отклонений расчетного профиля внутренней поверхности труб от окружности с номинальным значением внутреннего диаметра, определяемого для труб с заданной проектом толщиной стенки и с учетом допускаемых отклонений их геометрических параметров по ГОСТ 632–80, по которому они производятся на трубопрокатных заводах.

Зоны и величины износа обсадных колонн
Зоны износа. Определение зон износа обсадных колонн производится расчетными методами на основе данных инклинометрии и кавернометрии открытого ствола скважин и прогнозирования согласно работам ВНИИКРнефть — НПО «Бурение» [11].
Величина износа. Определение величины износа обсадных колонн производится расчетным путем как разность между максимальным значением измеренного внутреннего радиуса обсадных труб и его средним значением, определяемым по формулам (2) — (10). 

Практический пример 
На рисунке 5 приведены данные, наглядно иллюстрирующие эффективность применения разработанной методики интерпретации данных профилеметрии обсадных колонн в скважинах с большими углами отклонения от вертикали [12]. На нем измеренные (в обсадной колонне диаметром 168 мм с толщиной стенки 12,1 мм) отклонения рычагов трубного профилемера ПТС–100 в диапазоне от 62,28 до 82,08 мм после произведенных вычислений преобразованы в соответствующие значения радиусов, изменяющихся в диапазоне от 71,93 до 72,53 мм, а расчетные значения минимального Dmin и максимального внутренних диаметров Dmax составили 143,92 и 144,51 мм соответственно. При этом их отклонение от номинального внутреннего диаметра трубы (равного 144,10 мм) не превысило 0,41 мм при допуске 1,7 мм (по ГОСТ 632–80), а овальность — 0,0041 при допуске 0,02. Таким образом, можно сделать обоснованный вывод, что обсадная труба в данном поперечном сечении, несмотря на длительный срок эксплуатации, полностью соответствует требованиям указанного стандарта. 

 

Заключение 
Разработана новая методика интерпретации данных профилеметрии обсадных колонн, которая за счет расширенного перечня оцениваемых геометрических параметров колонны и более адекватного методического аппарата позволяет достоверно оценивать техническое состояние обсадных колонн не только вертикальных, но и наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
  Следует особо отметить, что разработанная методика расширяет область применения метода трубной электромеханической профилеметрии и в полной мере может быть использована при интерпретации данных профилемеров зарубежных фирм — TGS (Schlumberger), MFC (Western Atlas), MIT (Sondex) и др., а также отечественных электромагнитных профилографов обсадных колонн типа ЭПОК — 1, КСПТ — 3 и КСПТ — 7 и др.

 

Литература 
1. Эрлих Г. М. Исследование состояния обсадных труб, извлеченных из скважины. Нефтепромысловое дело. — 1962. – № 4.– с. 46–48. 
2. Многорычаговый зонд для механического измерения внутреннего диаметра MFC. Сервисный каталог фирмы Western Atlas, с. 64. 
3. Многорычажные каверномеры MIT. Каталог фирмы Sondex «Оборудование для каротажа в обсаженной скважине», с. 5. 
4. Выявление повреждений обсадных колонн по материалам трубной профилеметрии. Нечаев Б. Л., Валяев В. А., Плечкова О. А., Пятецкий Е. М. В сборнике статей «Совершенствование технологии и петрофизического обеспечения геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин». «ВНИИГИК», Тверь, 1992, с. 141–145. 
5. Терещенко Ю. П. ГИС: Измерение рычажными устройствами геометрии поперечных и продольных сечений обсадных колонн в скважинах. Практический опыт. Сборник научных трудов Северо–Кавказского отделения инженерной академии «Гипотезы, поиск, прогнозы», выпуск № 10, Краснодар, 2001, с. 145–160. 
6. Терещенко Ю. П. ГИС: Диагностика технического состояния обсадных колонн. Будни и перспективы. Сборник научных трудов Северо-Кавказского отделения инженерной академии «Гипотезы, поиск, прогнозы», выпуск № 10, Краснодар, 2001, с. 161–168. 
7. Вопросы интерпретации данных профилеметрии обсадных колонн. Климов В. В., Браташ И. В., Ретюнский С. Н., Климов Е. В. В сборнике научных трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы», г. Краснодар, выпуск 10, 2001 г., с. 169–176. 
8. Климов В. В. Контроль технического состояния эксплуатационных колонн вертикальных и наклонно–направленных скважин. Материалы Научно- технического совета ОАО «Газпром» «Контроль и мониторинг геофизическими методами технического состояния скважин на объектах углеводородного сырья (УВС) и подземного хранения газа (ПХГ) ОАО «Газпром». — М.: ООО «ИРЦ Газпром». — 2001. — С. 31–56. 
9. Климов В. В. Техническое состояние крепи скважин на месторождениях и ПХГ: проблемы и их решения. — М.: ООО «ИРЦ Газпром». — 2001. Обз. информация. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. 72 стр. 
10. Климов В. В. Создание методического и программного обеспечения для интерпретации данных профилеметрии в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Материалы 7 Международной научно-практической конференции «Нефть и газ Украины – 2002». Том 1. с. 343– 345, Украинская нефтегазовая академия, Киев. 2002 г. с. 169–176. 
11. Измайлов Л. Б., Климов В. В. Прогнозирование износа обсадных колонн глубоких скважин. Газовая промышленность. № 7, 1989 г., с. 34–35. 
12. Климов В. В. Научно-методические основы, аппаратура и технологии геофизического контроля технического состояния скважин на примере газовых месторождений и подземных хранилищ газа. Монография — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. — 300 с. 
13. Яньхуа Линь и др. Прочность изношенных обсадных труб. Oil&Gas Journal Russia, № 3 (69), 2013 г., с. 42–45. 
14. Климов В. В. Ликвидация заколонных перетоков. Oil&Gas Journal Russia, № 11 (77), 2013 г., с. 66–70. 
15. Климов В. В. Диагностика обсадных колонн. Oil&Gas Journal Russia, № 5 (71), 2013 г., с. 59–65. 

Основные индексы:
Brent 46,28 -0,4100 (-0,88%)
Dow Jones 21 310,66 -98,89 (-0,46%)
Курсы валют:
USD 59,5415 0,6572 (1,12%)
EUR 67,6868 1,7305 (2,62%)
CNY 87,5739 1,1090 (1,28%)
JPY 53,1763 0,3889 (0,74%)
Акции нефтегазовых компаний:
Micex Oil & Gas 4750,38 47,97 (1,02%)
Rosneft 330,6 3,3000 (1,01%)
Lukoil 2866 66,0000 (2,36%)
Gazprom 119,5 0,1500 (0,13%)
Gazprom Neft 183,95 -0,9000 (-0,49%)
Surgutneftegaz 26,1 0,3400 (1,32%)
Tatneft 379,95 7,7000 (2,07%)
Bashneft 2470 -17,0000 (-0,68%)
Источник – Финмаркет
Tools
Длина, расстояние
000,00
Площадь
000,00
Объем
000,00
Вес
000,00
Скорость
000,00
Температура
000,00
Плотность
000,00
Давление
000,00
Сила
000,00
Объемная
скорость
000,00
Объем/Вес нефти
000,00
Плотность нефти
000,00
Объем/вес/энергия
природного газа
000,00
Объемный расход
газа
000,00
Rad
Gra
x!
(
)
С
AC
Inv
sin
ln
7
8
9
/
Pi
cos
log
4
5
6
*
e
tan
sqrt
1
2
3
-
Ans
exp
x^y
0
.
=
+

"Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь-справочник", Булатов А.И., Просёлков Ю.М., М.: Недра, 2007

Примеры терминов:

  • Меловой буровой раствор на водной основе

    (chalking water-base drilling mud) буровой раствор на водной основе, в котором дисперсной фазой является мел.

    (chalking water-base drilling mud) буровой раствор на водной основе, в котором дисперсной фазой является мел.
  • Взрывные работы, торпедирование

    (blasting) взрывы в нефтяных скважинах для увеличения притока нефти и при ловильных работах.

    (blasting) взрывы в нефтяных скважинах для увеличения притока нефти и при ловильных работах.
  • Закачивание в пласт пара

    (steam injection) метод теплового воздействия, основанный на закачивании в пласт перегретого пара и подогрева вязких и тяжёлых нефтей (действенен на глубинах до 1200 м).

    (steam injection) метод теплового воздействия, основанный на закачивании в пласт перегретого пара и подогрева вязких и тяжёлых нефтей (действенен на глубинах до 1200 м).
  • Буримость

    (drillability) способность горных пород разрушаться буровыми инструментами, определяемая скоростью разрушения породы на забое скважины и зависящая от свойств породы, способа её разрушения, совершенства технических средств и технологии бурения.

    (drillability) способность горных пород разрушаться буровыми инструментами, определяемая скоростью разрушения породы на забое скважины и зависящая от свойств породы, способа её разрушения, совершенства технических средств и технологии бурения.
  • Стояк

    (ascending pipe) представляет собой вертикальную трубу высокого давления, к нижнему концу которой присоединен нагнетательный манифольд буровых насосов, а к верхнему концу - буровой шланг высокого давления. Установлен стояк вблизи шурфа для ведущей трубы. Стояк и нагнетательный манифольд - нестандартное оборудование и считается технологической оснасткой.

    (ascending pipe) представляет собой вертикальную трубу высокого давления, к нижнему концу которой присоединен нагнетательный манифольд буровых насосов, а к верхнему концу - буровой шланг высокого давления. Установлен стояк вблизи шурфа для ведущей трубы. Стояк и нагнетательный манифольд - нестандартное оборудование и считается технологической оснасткой.
  • Межпластовые перетоки

    (cross-flow between beds) движение флюидов через некачественно зацементированное (или при отсутствии цементного кольца) затрубное пространство из пласта в пласт при соответствующих перепадах давления между ними.

    (cross-flow between beds) движение флюидов через некачественно зацементированное (или при отсутствии цементного кольца) затрубное пространство из пласта в пласт при соответствующих перепадах давления между ними.

  • Интервалы перфорации

    (perforated intervals) интервалы вскрытия эксплуатационного объекта в обсаженной до забоя скважине, размеры и местонахождение которых строго обосновываются исходя из назначения скважины, режима залежи, местоположения скважины в пределах залежи, мощности...

    (perforated intervals) интервалы вскрытия эксплуатационного объекта в обсаженной до забоя скважине, размеры и местонахождение которых строго обосновываются исходя из назначения скважины, режима залежи, местоположения скважины в пределах залежи, мощности, расчлененности и характера нефтегазонасыщения объекта, ожидаемых закономерностей в изменении фазовых состояний и перемещении жидкостей и газов в процессе разработки залежей (М.М. Иванова, В.А. Тимофеев, 1981).

  • Пьезопроводность

    (piezoconductivity) свойство пласта замедлять перераспределение давления в зависимости от степени упругости пластовой системы. Или: способность среды (породы) передавать давление.

    (piezoconductivity) свойство пласта замедлять перераспределение давления в зависимости от степени упругости пластовой системы. Или: способность среды (породы) передавать давление.
Совместно с "Мультитран"
Яндекс.Метрика