Применение геофизических методов для контроля за техническим состоянием ствола скважины (на примере Ромашкинского месторождения республики Татарстан)

4.2.2 Двухколонные модели

Расчет для многоколонных конструкций позволяет оценить влияние обсадной колонны на результаты исследования НКТ и оценить экранирующее влияние НКТ при исследовании ЭК, а также оценить взаимное влияние труб в трехколонной конструкции. При исследовании эксплуатационной колонны часто необходимо учитывать влияние технической колонны.

На рис. 4.3 приведены примеры моделирования измерений для двухколонной модели НКТ+ЭК, для НКТ диаметром 73 мм и обсадной колонны диаметром 146 мм толщиной 8 мм. Толщина НКТ изменялась от 3 до 9 мм.

На поздних временах t>15 мс скорость спада (V(t)) практически не меняется для магнитных труб и не зависит от толщины НКТ, а определяется параметрами второй колонны - ЭК. Амплитуда сигнала зависит от толщины НКТ, а в общем случае от количества металла в системе колонн.



Рис. 4.3 Зависимости ЭДС от толщины стенки в двухколонной конструкции /6/:а) НКТ (73мм) Шифр кривых - толщина НКТ, мм; б) ЭК (146мм) Шифр кривых - толщина ЭК, мм.

На каротажных диаграммах в двухколонных скважинах, представленных в виде амплитуды (t) на поздних временах, на фоне изменения параметров второй колонны будут видны изменения параметров первой колонны. При исследовании НКТ важно оценить степень влияния эксплуатационной колонны. Если сопоставить результаты моделирования измерений для одиночной НКТ с результатами для двухколонной модели можно сделать вывод, что чем меньше толщина НКТ, тем на более ранних временах проявляется влияние второй колонны. Например, при толщине стенки НКТ 3 мм влияние второй колонны начинается на временах t>5 мс, при толщине стенки 5 мм на временах t>6 мс, а при толщине стенки 7 мм с t>10 мс. На рис. 4.4 приведен пример регистрации ЭДС в одноколонной конструкции ЭК 146мм и в двухколонной ЭК + кондуктор (диаметр 245мм) . Вторая колонна «проявляется» начиная с 15мс.

В практике геофизических исследований часто встречаются трехколонные конструкции скважин. Метод магнитоимпульсной дефектоскопии позволяет в этом случае уточнить конструкцию скважины (положение башмака третьей колонны, обрыв третьей колонны, сильный коррозионный износ).

Рис. 4.4 Зависимости ЭДС от числа колонн /5/

Временной диапазон для качественной оценки изменения количества металла в трехколонной конструкции лежит в диапазоне 3-15 мс для НКТ, 15-60 мс для обсадной колонны и более 60 мс для технической колонне /5/.

геологический геофизический нефтеносность скважина



5. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

5.1 Технические характеристики и конструкция приборов

5.1.1 Комплексный прибор «КСА-Т7»

Аппаратура КСА-Т7 (рис.5.1) предназначена для исследования эксплуатационных скважин при контроле за разработкой нефтегазовых, газовых залежей и эксплуатации хранилищ газа, посредством одновременной регистрации семи параметров. Прием информации осуществляется через одножильный кабель в цифровом коде.

Предусмотрено два варианта исполнения скважинной аппаратуры по максимальному статическому давлению - 60 и 90 МПа.

Аппаратура применяется для:

· измерение температуры

· определение температурных аномалий

· измерение давления

· определение мест негерметичности в обсадной колонне

· определение работающих интервалов

· измерение мощности экспозиционной дозы гамма-излучения осадочных пород.

· определение состава скважинной жидкости.

· определение интервалов заколонных перетоков.

· контроль работы газлифтных клапанов.

· определение положения муфтовых соединений насосно-компрессорных и обсадных труб.

· определение интервалов перфорации.

· привязка регистрируемых параметров по глубине.

Основные технические данные приборы указаны в табл.2.



Таблица 2

Основные технические данные прибора КСА-Т7 /10/

Максимальная рабочая температура	120(150)°С
Максимальное рабочее давление	60(90)МПа
Диаметр	38(45)мм
Длина	2021/2120мм
Масса	12/17кг

Скважинный прибор питается постоянным напряжением (50±15)Вс учетом падения напряжения на бронированном кабеле каротажного подъемника. Ток питания при этом должен быть не более 110 мА (без учета включенного нагревателя СТИ, датчик которого включается только в воде) /10/.

Рис. 5.1 Аппаратура комплексная технического контроля скважин и скважинного оборудования КСА-Т7 /10/

5.1.2 Электромагнитный дефектоскоп ЭМДСТ-МП

Аппаратура ЭМДС-Т-МП (рис. 5.2) регистрирует и обрабатывает информацию в цифровой форме, что наряду с применением более совершенной программы интерпретации позволяет полностью исключать влияние естественной намагниченности и магнитной неоднородности металла стенок обсадной колонны, обеспечивает более высокую достоверность диагностики технического состояния скважин и точность измерения толщины стенок колонны.

Аппаратура предназначена для:

· определения местонахождения конструктивных элементов обсадных колонн (муфты, центраторы, башмаки, пакеры и т.п.);

· одновременного измерения толщины стенок первой и второй колонн при многоколонной конструкции скважины;

· определения участков коррозии, величины износа, продольных и поперечных порывов, интервалов перфорации и смятия обсадных колонн.

Дефектоскоп состоит из прибора скважинного и наземного пульта.

Рис. 5.2 Электромагнитный дефектоскоп ЭМДСТ-МП /11/

5.2 Технология проведения работ

Технология проведения работ прибором КСА-Т7

До выполнения основных замеров проводят определение работоспособности прибора. При включении питания загорается на 3-5 секунд контрольный светодиод, расположенный в верхней части прибора. Подключаем кабель связи с компьютером и включаем прибор. Компьютер должен автоматически установить связь с прибором и считать информацию о приборе. Он должен показывать значения по всем каналам: по каналу температуры - комнатную температуру, по каналу давления -- нулевое давление, по каналу напряжения - напряжение источников питания, по каналу расходомера - нулевое значение, по каналу ГК и каналу ЛM значение АЦП. Все каналы, как правило, должны немного меняться, «плавать». Каналы можно проверить внешним воздействием - канал температуры должен реагировать на нагрев от руки, канал давления должен показывать давление от пресса, канал ЛM (находится в верхнем отсеке прибора) должен реагировать на металлические предметы, канал ГК должен показывать изменение естественного фона и реагировать на внешний источник излучения, канал Q должен реагировать на сигналы с расходомера (при вращении крыльчатки).

Дальше проводится запись контрольного замера термометрии при простаивании скважины /10/.

1. Спуск прибора в процессе закачки на глубину 20 метров выше воронки НКТ. При этом провести измерение при остановке прибора (вывести на печать показания РГД) на глубинах: 10 метров; 20 метров; 20 метров выше воронки НКТ; 20 метров ниже воронки НКТ.

2. Провести измерение при спуске прибора со скоростью V=600 м/час. Интервал исследований: 20 метров выше воронки НКТ- забой (вывести на печать показания Т, ЛM). Произвести подъём прибора со скоростью V=300-400 м/час к началу регистрации (вывести на печать показания ГК и ЛM).

3. Промыть прибор НКТ. Провести измерение при спуске прибора (вывести на печать показания: Т, ЛM) со скоростью V=600 м/час. Интервал исследований: 20 метров выше воронки НКТ - 5-8 метров выше забоя.

4. Провести исследования при подъёме прибора (вывести на печать показания РГД) со скоростями: 500; 1000; 1500; 2000; 2500 м/час. Интервал измерений: 10 метров выше забоя -- 20 метров выше воронки НКТ.

5. Остановить закачку. Провести измерения при спуске прибора (вывести на печать показания Т, ЛM) со скоростью V=600 м/час через: 5; 30; 90 минут после прекращения закачки. Интервал первых двух измерений: 20 метров выше воронки НКТ - 5-8 метров выше забоя. Интервал последнего измерения: 20 метров выше воронки НКТ - забой.

6. Пустить скважину под закачку. Промыть прибор в НКТ в процессе закачки. Установить прибор на глубине 20 метров выше воронки НКТ.

7. Остановить закачку. Через 12-15 минут после прекращения закачки провести измерение при подъёме прибора (вывести на печать показания Т и ЛM) со скоростью V= 4000 - 4500 м/час. Интервал измерений: 20 метров выше воронки НКТ - устье.

8. Извлечь прибор из скважины. Просмотреть результаты измерений. Если диаграммы некачественные, то измерения повторить.

Если диаграммы качественные и на термограмме, зарегистрированной вдоль всего ствола нет аномалий, то исследования в этой скважине завершены.

Если на термограмме, зарегистрированной вдоль ствола имеются аномалии, то для выяснения в скважине по пункту 9.

9. Детализация аномалий. Опустить прибор в процессе закачки на 70 метров ниже аномалии. Провести измерение в интервале: 70 метров ниже -300 метров выше аномалии при подъёме прибора со скоростью V=1200 - 1500 м/час через 15-20 минут после начала закачки (вывести на печать показания Т, ЛM, РГД). Опустить прибор на 70 метров ниже аномалии. Закрыть задвижку на водоводе. Начать измерение при подъёме прибора (вывести на печать показания Т): первое - сразу: второе -- через 8-10 минут после прекращения закачки. Интервал измерения: 70 метров ниже -- 300 метров выше аномалии температуры. Скорость измерения при подъёме V = 4000 -- 6000 м/час. Скорость спуска V = 6000 -- 7000 м/час. Если не удаётся опустить прибор с такой скоростью, то второе измерение в этом пункте провести следующим образом: опустить прибор на 70 метров ниже аномалии в процессе закачки (продолжительность закачки должна быть не менее 12-15 минут); остановить закачку и провести измерение при подъёме через 8--10 минут после прекращения закачки (вывести на печать показания Т, ЛМ).

10. Если на термограмме имеется несколько аномалий, то измерения по пункту 9 надо провести для каждой из них, если расстояние между двумя аномалиями составляет более 150 метров.

ЭМДСТ-МП

Дефектоскоп работает в двух режимах: режим изучения толщины стенок и выявления крупных дефектов (сокращенно режим толщины) и режим выявления малых дефектов (сокращенно режим дефектов). Переход от одного режима к другому осуществляется запуском соответствующей управляющей программы.

В режиме толщины работают четыре секторных датчика толщины и три интегральных датчика, а в режиме дефектов - только четыре секторных датчика малых дефектов /11/.

В зависимости от характера задач, поставленных перед геофизической службой на изучаемой скважине, последовательность операций каротажа может быть несколько различной:

· если требуется обследовать обсадную колонну на наличие дефектов любой формы в отдельном интервале или по всему стволу скважины, то необходимо провести каротаж поочередно в двух режимах: в режиме дефектов и в режиме толщины

· если необходимо обследовать толщину стенок колонны проверить, не образовались ли желоба в стенках при спуско-подъемных операциях, то достаточно провести каротаж только в режиме толщины

· если требуется выполнить контроль перфорации, то рекомендуется вначале провести каротаж интервала перфорации с выходом по 15 - 20 м выше и ниже его в режиме дефектов. В том случае, когда исследуется интервал кумулятивной перфорации и заказчика интересует факт возможного растрескивания трубы при перфорации, необходимо провести также каротаж в режиме толщины для изучения этого вопроса

В процессе каротажа оператор следит за экраном монитора, отмечая аномальные интервалы для возможной детализации или повторной записи. Программами регистрации предусмотрена возможность прокрутки записи назад, не останавливая процесса каротажа, или по окончании каротажа до закрытия файла.

Повторный каротаж в режиме толщины выполняется на небольшом отрезке у забоя или на наиболее интересном участке скважины.

Каротаж в режиме дефектов в аномальных интервалах обязательно повторяется 2 раза.

Воспроизводимость результатов оценивается по кривым осевого интегрального зонда. По остальным кривым качество записи признается нормальным, если все четкие аномалии выявляются при основной и повторной записи одним и тем же или разными датчиками, но на одной и той же глубине.

Рекомендуемая скорость каротажа в режиме толщины 400 - 500 м/ч, шаг дискретизации по глубине 0.02 м.

Рекомендуемая скорость каротажа в режиме дефектов 120 - 150 м/ч с шагом дискретизации по глубине 0.01 м.



6. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

6.1Особенности решения основных задач прибором КСА-Т7

При исследовании скважин через НКТ используется методика временной фильтрации температурных аномалий. Она используется для определения: места нарушения герметичности эксплуатационной колонны и (или) заколонного движения жидкости в свободной от НКТ части скважины; места нарушения герметичности НКТ и (или) эксплуатационной колонны, и (или) движения жидкости по неперфорированным пластам выше воронки НКТ.

Все эти задачи могут быть успешно решены при строгом соблюдении технологии исследования скважин. Если технология нарушена, то заключение по результатам исследований будет выдано неверное. Отметим здесь причины, приводящие к неправильным заключениям:

Первая причина - отсутствие аномалий температуры при измерении термометром вдоль всего ствола НКТ. В этом случае детализация не проводится, в заключение отмечается, что НКТ и колонна герметичны, заколонного движения воды нет. Хотя аномалия температуры в пласте и межтрубном пространстве имеется, а в НКТ её может не быть в следующих случаях:

· датчик термометра забит грязью;

· измерение температуры проведено не через 12-15 минут, а через часы после прекращения закачки, когда аномалия температуры в межтрубье расформировалась.

Вторая причина - измерение термометром при закачке по пункту 9 методике работ проведено не при квазистационарном режиме. Следовательно, после перевода скважины в состояние покоя температура в НКТ будет формироваться на фоне уже имеющейся здесь аномалии. Тогда в заключении будет указано о нарушении герметичности НКТ.

Третья причина -- не соблюдены время начала измерений. Это приводит к тому, что вместо нарушения колонны будет отмечено в заключение, что нарушена герметичность НКТ.

Четвёртая причина - занижена в несколько раз скорость регистрации диаграмм. В этом случае очень трудно будет установить наличие аномалии температуры на относительно небольшом участке записи кривой.

Пятая причина - к интервалу аномалии термометр подошёл при детализации не через время t<2 минуты или через 8<t<10 минут после перевода скважины с режима закачки на остановку, а через большее время вследствие того, что либо регистрацию начали не на 70 метров ниже аномалии, а значительно ниже этой глубины, либо скорость регистрации была в несколько раз меньше рекомендуемой. В результате заключение будет неоднозначным -- аномалия температуры связана с нарушением герметичности или НКТ, или колонны.

Следующие причины могут быть связаны с регистрацией термограммы в потоке жидкости в НКТ, скорость которого больше 50-60 м/час. В этом случае аномалии температуры в межтрубном пространстве не будут регистрироваться в НКТ вследствие того, что конвективная составляющая теплопроводности в потоке воды значительно превосходит кондуктивную составляющую /9/.

6.1.1 Выделение принимающих воду пластов

Рассмотрим возможности термометрии при выделении принимающих закачиваемую воду пластов при режиме закачки скважины. Замеры термометрии при закачке дают точно нижнюю глубину приема воды. При этом величина градиента температуры в скважине при режиме закачки зависит от скорости потока воды. При уменьшении скорости потока увеличивается градиент температуры. Следовательно, по изменению градиента температуры можно определить интервалы пласта, принимающие закачиваемую воду.

Если по кривым расходометрии виден приток жидкости по перфорационным отверствиям, т.е. значения кривой Q должны снижаться, то строится график зависимости количества жидкости Q, поступающей из единицы толщины (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины ее залегания, называемый профилем притока, или приемистости.

Профиль -- основной источник информации о распределении контролируемой величины потока в стволе скважины вдоль вскрытого перфорацией продуктивного разреза.

По кривым расхода жидкости в пластах разбивают участки с наиболее резким изменением притока, для которых вычисляются удельные расходы, а если существенные изменения не наблюдаются, то разбивают через ~ 1м.

Интервалы притока и поглощения флюидов выделяются увеличением показаний температур от кровли к подошве интервала работающего пласта.

Основное назначение профилей расхода - установление работающей толщины пласта и оценка в дальнейшем коэффициента охвата (воздействия) залежи системой разработки.

6.1.2 Выявление интервалов заколонного движения воды

По условиям формирования теплового поля при заколонной циркуляции закачиваемой воды в ствол скважины можно разделить на две зоны: первая зона - выше интервалов перфорации; вторая - зумпф. Рассмотрим применение термометрии с целью выявления интервалов заколонной циркуляции (ЗКЦ).

Выявление интервалов ЗКЦ выше интервалов перфорации

Основным методом, применяемым в настоящее время для выявления интервала ЗКЦ от перфорированных пластов, является термометрия.

Температуры закачиваемой воды и геотермической в интервале перетока различается. Так при закачке в пласт холодной воды на замерах термометром в остановленной скважине при герметичном устье, зарегистрированных через 1,5-2 часа после прекращения закачки, пласты в интервале перетока отметятся аномалиями разогрева. Объясняются эти положения следующим.

В интервале ЗКЦ радиус охлаждения в пластах, в которые ведется закачка холодной воды, во много раз больше, чем во вмещающихся породах. Поэтому эти пласты отметятся аномалиями охлаждения. При отсутствии перетока эти пласты отметятся аномалиями разогрева относительно вмещающих пород, так как темп восстановления температуры в песчаниках (известняках) больше, чем в глинах. При закачке воды в пласт с температурой выше, чем геотермическая пласта, отмеченные особенности сохранятся, но вместо будут аномалии охлаждения.

В интервале ЗКЦ сечение канала перетока вдоль негерметичности цемента непостоянное. В интервале сужения (расширения) имеется перепад давления и как следствие - разогрев жидкости за счет эффекта Джоуля-Томсана. Таким образом, распределение температуры в цементе в интервале ЗКЦ в процессе закачки немонотонное. Однако немонотонное распределение температуры в цементе не оказывает влияние на регистрируемую температуру при закачке, если скорость потока в колонне больше 300 м/час, то есть при величине приёмистости больше 25 м³/сут. Поэтому при закачке распределение температуры в скважине монотонное, которое характеризует только величину скорости потока, а не изменение температуры за колонной (или в НКТ). После прекращения закачки при герметичном устье или после перевода скважины с режима большой скорости потока в колонне V>300м/час (при закачке), на неограниченный величиной V>150м/час, начинается процесс восстановления температуры в системе скважина-пласт. В первые (0,3 минуты) моменты на регистрируемую температуру оказывает влияние жидкость в колонне. Далее в течение 5-40 минут на регистрируемую температуру оказывает влияние и цементное кольцо, а через 1,5-2 часа - и температура породы. Отсюда следует, что для определения ЗКЦ вверх от интервала перфорации надо провести три замера термометром через 5-10 минут; 35-40 минут; 1,5-2 часа и более после прекращения закачки на излив с дебитом Q<10 м ³/сут. При этом в интервале ЗКЦ на первых двух режимах будет немонотонное распределение температуры, а на третьем -- отметятся аномалии охлаждения -- пласты, в которые перетекает закачиваемая вода.

Косвенным признаком наличия ЗКЦ является то, что при перетоке от интервала перфорации вверх (вниз) отмечается, как правило, увеличенный профиль приёмистости, приуроченный к кровле верхнего перфорированного пласта (подошве нижнего перфорированного пласта).

Выявления интервалов ЗКЦ в зумпфе скважины

При использовании замеров термометром при закачке и в остановленной скважине для определения ЗКЦ в зумпфе мешающим является нарушение теплового поля, не связанное с заколонным перетоком (например, при промывке скважины или солянокислотной обработки пласта). Для исключения этого влияния и повышения положительного эффекта необходимо проведение замеров термометром при установившемся режиме закачки и через 20-30 минут и более после перевода скважины с режима закачки на излив.

6.1.3 Определение мест нарушения герметичности колонны

При определении места негерметичности обсадной колонны с помощью термометрии следует рассматривать две зоны в скважине: первая - в интервалах, перекрытых НКТ, вторая - ниже воронки НКТ.

Место негерметичности колонны находиться выше воронки НКТ

Замеры термометром вдоль ствола можно провести при трех состояниях скважины - закачки, излива и покоя. Только по замера, проведенным в режиме излива воды из скважины, можно получить информацию о техническом состоянии всей колонны. При других режимах (закачки, покоя) либо невозможно провести исследования вдоль всего ствола скважины из-за высокого давления на устье, либо иногда термограммы неинформативны в приустьевой зоне (из-за влияния воздуха).

Место негерметичности колонны находиться ниже воронки НКТ

Определение места негерметичности колонны ниже воронки НКТ по своей сути есть не что иное, как определение принимающих интервалов в многопластовой нагнетательной скважине; в которой работают несколько перфорированных интервалов. Так определение места негерметичности колонны в интервале между воронкой НКТ и интервалом перфорации представляют собой выделение верхнего принимающего интервала, а определение места негерметичности колонны в зумпфе -- нижнего принимающего пласта. Поэтому методика проведения термических исследований при определении места негерметичности колонны ниже воронки НКТ та же, что и при выделении интервалов поглощения закачиваемой воды перфорированными пластами. Исключение из этого составляют только замеры термометром в простаивающей скважине, т.к. эти замеры указывают не место ухода закачиваемой воды из скважины в пласт, а не только интервалы пласта, поглотившие воду.

Место негерметичности колонны ниже воронки НКТ не отметится на термограмме, зарегистрированной во время закачки в случае большой приемистости (100 м ³/сут и более) нижележащих принимающих интервалов.

6.2 Возможности дефектоскопа ЭМДСТ-МП при исследовании колонн

В настоящем разделе мы рассмотрим возможность метода при определении дефектов различных типов (трещины, различных размеров) и методику выделения дефектов. Для этой цели использовались физические модели с дефектами различных типов /11/.

На рис. 6.1-6.4 приведены результаты измерений в моделях с горизонтальными и вертикальными трещинами. Вертикальные трещины приводят к уменьшению сигнала, а горизонтальны к увеличению амплитуды сигнала на ранних временах. Чем протяженнее трещина, тем больше амплитуда аномалии. Раскрытость трещины от 0.1мм до 0,25 длины зонда-0,1м практически не влияет на амплитуду сигнала. Муфта отмечается повышением амплитуды сигнала на более поздних временах, чем горизонтальная трещина рис. 6.4.

Рис. 6.1 Аномалия против вертикальной трещины. /11/

Рис. 6.2 Аномалия против вертикальной горизонтальной трещин

Рис. 6.3 Аномалия против разрыва колонны /11/

Рис. 6.4 Аномалия против муфты /11/

6.2.1 Последовательность работы при обработке и интерпретации результатов

Для обработки данных электромагнитного дефектоскопа применяется программное обеспечение EMDS_MP.

В программе EMDS_MP применен подход, основанный на поэтапной обработке и интерпретации материалов ЭМДСТ-МП. После загрузки кривых выполняется предварительная обработка (оценка качества материала, сглаживание, учёт эксцентриситета, учёт магнитного шума, нахождение муфт). Затем вычисляются дефектограммы, с их помощью определяются характерные дефекты колонн и уточняется конструкция скважины. Затем задается конструкция скважины. После этого выполняется расчёт толщины стенок труб. Результаты интерпретации записываются в файл или выводятся на печать.

Просмотр дефектограмм выполняется с целью оценки качества первичного материала; выявления аномальных зон; выявления конструктивных особенностей строения скважины (наличие башмаков колонн, вход в кондуктор, отбивка муфт первой и второй колонн); выявления зон перфорации, если они имеются, или крупных дефектов в виде снижения регистрируемого сигнала.

При предварительном просмотре измерений отмечаются:

· зоны муфтовых соединений первой колонны (лучше видны на дефектограммах ранних и средних времен);

· зоны муфтовых соединений второй колонны (видны на дефектограммах средних и поздних времен);

· глубины расположения основных конструктивных элементов скважины ("башмак" третьей колонны, телескопические соединения, клапана различного назначения, пакеры, центраторы колонн, например - фонарного типа);

· интервалы с возможными дефектами труб.

Также оценивается, к какой именно трубе относится тот или иной дефект, для чего сопоставляются дефектограммы на ранних и поздних временах. В том случае, если аномальная зона достигает наибольшей амплитуды на ранних временах дефектограммы, и с увеличением времени ее амплитуда практически не изменяется, можно сделать предварительное заключение о принадлежности дефекта к ближней исследуемой колонне, а если наоборот, то дефект во второй колонне.

При отсутствии износа, и других нарушений стенки труб дефектограммы имеют ровный ход во всем интервале исследования, муфты отбиваются равномерно и отмечаются резким увеличением сигнала. Муфты первой колонны (внутренней) наиболее ярко проявляются на дефектограммах, зарегистрированных на ранних временах. Муфты второй и третьей (внешней) колонн - на более поздних временах.

Рис. 6.5 Пример учета эксцентриситета в интервалах: 608-614, 616-624, 636-641 /3/

Вход в колонну отмечается резким повышением общего уровня записи каротажных диаграмм на поздних временах от отмеченной глубины до устья скважины. Причем аналогично отмечаются как «башмаки» второй. Так и «башмаки» третьей колонн.

Пакерные системы и т.п. отмечаются контрастным повышением уровня записи в пределах выделенного интервала, а также резко изменяющейся амплитудой сигнала.

Касание НКТ к эксплуатационной колонне приводит к увеличению сигнала на ранних временных задержках (рис. 6.5). Чтобы убрать это влияние, необходимо выделить муфты и провести «учет эсцентриситета»

После выделения ряда аномальных зон, обусловленных конструктивными элементами скважины, внимание должно быть сосредоточено на аномалиях, предположительно связанных с дефектами в колоннах.

В первой (внутренней) колонне:

· участки активной коррозии;

· сквозные «трещины» вдоль оси трубы - от 50 мм и более;

· «поперечная трещина» - 0,3 периметра колонны.

во второй (внешней) колонне, через НКТ:

· участки активной коррозии;

· сквозные трещины от 170 мм и более по вертикали;

· разрыв второй колонны - от 150 мм

Участки коррозии отмечаются на диаграммах как зоны локального понижения сигнала, приуроченные к той или иной колонне. Следует отметить, что по материалам сопоставления с фактическими данными и с материалами других методов ГИС зоны коррозии, как правило, возникают на местах какого-либо раннего механического износа колонны либо в местах, близких к негерметичным муфтовым соединениям. Также выявлены интервалы развития коррозии против пластов, насыщенных высокоминерализованной водой.

Сквозные трещины, дефекты, нарушения целостности колонны на диаграммах отмечаются как интервалы резкого понижения уровня сигнала (сокращение переходного процесса), отмечающиеся на всех временных задержках. Подобного рода аномалиями могут отмечаться зоны кумулятивной перфорации, при которой нередко происходит растрескивание колонны в месте удара, но это происходит далеко не для каждого заряда, и метод не может быть рекомендован в качестве средства контроля количества отверстий кумулятивной перфорации и, тем более, сверлящей перфорации.

Растрескивание труб в интервале перфорации, сопровождающееся обычно увеличением диаметра. Может вызвать сильную аномалию, эквивалентную уменьшению кажущейся толщины на несколько миллиметров. На спектре дефектограммы они отмечаются черным цветом.

На рис.6.6 приведен пример определения нарушения в ЭК. На 11-14 каналах на глубинах 2174м и 2194,5м прослеживается падение сигнала. На ранних временах (11 канал) проявляются центрирующей фонарь. На спектре дефектограммы также отмечается дефект в ближней зоне (черные аномалии).

В ином случае, когда аномалия не проявляется на ранних временах, а на поздних временах достигается значительное падение амплитуды сигнала, дефект должен быть предварительно отнесен ко второй колонне.

Рис. 6.6 Пример выявления нарушений в ЭК (168мм) /11/

На рис.6.7 приведен пример выявления нарушений в кондукторе (d=245мм) через эксплуатационную колонну (d=168мм). На 10-ом канале понижения сигнала не отмечается, что свидетельствует о целостности ЭК на поздних временах 16-25 каналы в интервале 240- 240,5м аномалия с понижением амплитуды.

Рис.6.7 Пример регистрации нарушения во второй колонне в интеравале 240-240.5м /11/

На рис.6.8 приведен пример выделения интервала кумулятивной перфорации, проведенный бескорпусным перфоратором. Перфорация такого вида определяется на ранних (10) и средних (14) каналах. На поздних временах в интервале перфорации существенных аномалий нет.

Рис. 6.8 Пример определения интервалов перфорации /11/

Большие осложнения при проведении интерпретации могут создавать зоны локального намагничивания колонн, обусловленные различными факторами технического характера.

Сильная остаточная намагниченность труб проявляется в виде резких колебательных аномалий разных знаков внутри секции, причем чаще положительные аномалии по амплитуде меньше, чем отрицательные. Аномалии при сильной намагниченности проявляются на всех каналах. Возможен эффект как по всей колонне, так и в ряде отдельных секций. При сильной намагниченности возможна дополнительная погрешность измерения толщины стенок труб до 0.4 мм.

Такого рода зоны, как правило, отмечаются операторами еще при проведении основного замера в скважине. Рекомендуется для отбраковки этих помех проводить контрольные записи выделенных интервалов на измененной скорости каротажа, например, вдвое уменьшенной по отношению к основной. При этом аномалии, обусловленные зонами намагничивания металла колонн, резко изменяются по амплитуде (при уменьшении скорости - уменьшается амплитуда) в отличие от аномалий, связанных с дефектами, амплитуда которых не меняется. Такого рода зоны могут создать большие сложности в тех случаях, когда необходимо детально исследовать толщину стенок первой или второй колонн в данном интервале. В таких случаях можно рекомендовать снижение скорости записи при каротаже до минимально возможной в пределах данного интервала.



7. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

На рис. 7.1 показаны результаты исследований, проведенных комплексной скважиной аппаратурой. Скважина перфорирована в интервалах 1466.2-1468; 1468.6-1470; 1473-1476; 1502.2-1505; 1509-1512 м.

Продукция скважины составляет 31 м³/сут жидкости из них 84% воды д=1,18 г/см³. Исследования проведены после промывки скважины 24 м³ воды удельным весом 1.17 г/см³ в режимах псевдопокоя, закачки и восстановления.

Запись кривых термометрии производилась через 10 минут после отключения закачки, 5 часов 35 минут и 5 часов 45 минут после включения закачки при спуске прибора. Также были записаны кривые РД, МН, ЛМ, СТИ, ГК и влагометрии.

Основной объем закачиваемой воды поглощается через негерметичность колонны в интервале 1320-1322 м, о чем свидетельствуют показания термометрии и расходометрии. Вода движется до нижнего интервала перфорации. В интервале 1283-1320 м отмечаются заколонные перетоки. Это отчетливо видно по кривой записанной через 10 минут после остановки закачки. Изменение счета расходометра в интервале 1248-1255 м обусловлено изменением диаметра колонны, так как в данном месте установлен разобщитель пластов. Колонна выше глубины 1320 м до статического уровня жидкости условно герметична, малые нарушения колонны при наличии негерметичности и открытых интервалах перфорации не определяются.

На рис. 7.2 изображен пример определения герметичности колонны. Скважина перфорирована в интервалах 1381-1386; 1391-1393; 1398.6-1400м.

Исследования выполнены после промывки скважины технической водой = 1.147г/см3 в объеме 18 м3, в режимах псевдопокоя, закачки от агрегата 30м3 воды при Рзак = 50атм и восстановления. Интервал исследования 0-1140м.



Рис. 7.1 Скважина 538 Северо-Альметьевской площади

Закачиваемая вода поглощается негерметичностью эксплуатационной колонны в интервале:1115-1119.5м, доходит в основном до глубины 1119.5м. Интервал выше негерметичности колонны до статического уровня условно герметичен: значимые нарушения не выявлены, малые - при хорошо работающей негерметичности могут не проявляться. Общая приемистость негерметичности эксплуатационной колонны в интервале 1115-1119.5м составляет 185м³/сут. По ЛМ отмечаются повышенные флюктуации обусловленные коррозионным износом стенок эксплуатационной колонны.

На рисунках 7.3, 7.4 приведены результаты исследований электромагнитной дефектоскопии в той же скважине. Интервал исследования:0-1140м.

Результаты обработки ЭМДСТ-МП (при расчете задана толщина стенки эксплуатационной колонны 8.0 мм; погрешность прибора ЭМДСТ-МП при измерении толщины одиночной трубы составляет не более ± 0.5мм) приведены в табл.3. Сквозных нарушений целостности труб обсадной колонны, вне указанной выше негерметичности, не отмечается. По результатам обработки на глубинах: 610.7м; 650м; 657м; 773.5м; 792.2м; 1034.3м; 1117.5м отмечается незначительное снижение сигнала ЭДС и уменьшение толщины стенки эксплуатационной колонны. На глубине 76.6м по ЭДС отмечается увеличение сигнала, характерное как для горизонтальной трещины в эксплуатационной колонне, так и для разрыва эксплуатационной колонны. В интервале 556.5-562.1м возможно нарушение, не проявляющее себя на термометрии.

Рис. 7.2 Скважина 3926 Альметьевской площади



Рис. 7.3 Скважина 3926 Альметьевской площади



Рис. 7.4 Скважина 3926 Альметьевской площади



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Ромашкинское месторождение вступило в позднюю стадию эксплуатации. На его территории в настоящее время находится в эксплуатации более 40 тысяч скважин 70% которых служат более 30 лет. Поддержание экономически рентабельного уровня добычи нефти требует регулярного контроля за техническим состоянием скважин. Поэтому объем исследований промыслово-геофизическими методами неуклонно растет. Одновременно геофизики разрабатывают и внедряют новые совершенные методы и приборы, позволяющие решать более сложные задачи.

В качестве рекомедации для исследований в аварийных скважинах можно предложить дополнять исследования ЭМДС многорычажным (профилимером) радиусомером. Данные методы не только обладают высокой разрешающей способностью при определении нарушений, но и позволяют определить состояние кондукторной колонны через эксплуатационную колону или эксплуатационную колону через насосно-компрессорные трубы. Для контроля текущего технического состояния скважины в благоприятных условиях успешно применяется метод термометрии для определения заколонных перетоков, прослеживать фронт закачиваемых вод, выявлять интервалы нарушений. Для более точного определения нарушений в комплекс может быть включен метод скважинного акустического сканирования на высоких частотах. Для наглядного изучения характера повреждений, в случае если остальные методы дают спорные результаты, рекомендуется применение метода видеокаротажа.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Опубликованная литература

1. Дьяконов А.И., Леонтьев Е.Е., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин.- М.: Недра, 1984 г.

2. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. Под ред. В.М. Запорожца. - //М.: Недра, 1983 г.

3. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю. Промысловая геофизика // М.: - Недра, 1986 г.

4. Марков В.А., Иванов О.В. Исследование технического состояния колонн скважин геофизическими методами. «Каротажник», выпуск 5-6 // Изд.- во «АИС», Тверь, 2004 г.

5. Рубан Г.Н. Контроль технического состояния обсадных колонн скважин методами ГИС. «Каротажник», выпуск 1. // Изд.-во «АИС», Тверь, 2005 г.

6. Гизова И.Б., Грабовецкая А.С. Комплексное применение различных методов ГИС при определении технического состояния эксплуатационной колонны. «Геофорум», выпуск 2 // 2006 г.

7. Латышова М.П., Вендельштейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин // М.: Недра, 1987.

8. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского месторождения. Издательство КГУ, 1979 г.

9. Васильев В.Г., «Геология нефти», справочник «Нефтяные месторождения СССР», том 2, книга 1, // М.: Недра, 1988 г.

Фондовая литература

10. Методические рекомендации по исследованию и интерпретации. Термометрия в комплексе с другими геофизическими методами для диагностики скважин. Ответственный исполнитель Яруллин Р.К. // Бугульма, 2000 г.-148 с.

11. Автономный комплексный прибор КСА - Т7. Техническое описание. Инструкция по эксплуатации // Нефтекамск, 2002 г.- 40 с.

12. Методические рекомендации по электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн и НКТ аппаратурой ЭМДСТ-МП // Октябрьский, 2008 г.

13. Отчет геологического отдела по Альметьевской площади 1990 г.

Размещено на allbest.ru