4. Специальная часть

Капитальный ремонт скважин - одно из основных направлений в поддержании фонда в работоспособном состоянии, охране недр и повышении нефтеотдачи пластов.

В 2003 г службами капитального ремонта скважин проведено 788 ремонтов в НГДУ "Джалильнефть" при запланированном объеме в 685 ремонтов. Однако потребности НГДУ в капитальном ремонте явно не удовлетворяются, особенно по выполнению герметичности крепи скважины, по стимуляции и физликвидации скважин, строительству боковых стволов в целях восстановления бездействующих.

По мере старения фонда скважин и истощения запасов нефти потребности в КРС ежегодно растут, при этом увеличивается сложность и трудоёмкость работ, что в свою очередь приводит к повышению их продолжительности и стоимости.

Поэтому важным является повышение эффективности капитального ремонта скважин, которое может быть осуществлено по следующим основным направлениям (рисунок 4.1):

1. Анализ деятельности служб КРС и разработка рекомендаций по их совершенствованию;

2. Техническое и технологическое перевооружение бригад КРС с использованием последних достижений науки и техники, направленных на повышение производительности труда бригад КРС, снижение продолжительности и стоимости работ;

3. Осуществление в достаточном объеме мероприятий, непосредственно направленных на повышение производительности добывающих и нагнетательных скважин, разработка и внедрение новых высокоэффективных технологий в областях:

- водоизоляционных работ;



Рисунок 4.1 - Пути повышения эффективности капитального ремонта скважин.

нефтяной скважина ремонт бурение

- обработок призабойной зоны продуктивных пластов;

- строительства боковых стволов в целях восстановления бездействующих и повышения эффективности эксплуатации малодебитных скважин и другие.

4.1 Анализ промысловых данных по капитальному ремонту скважин за период с 2001 по 2003 год

Таблица 4.1

Технические показатели КРС по НГДУ "Джалильнефть"

годы	2001	2002	2003
ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ	108	173	385
1. КРС элементов констр.скв.	49	31	104
1.1.восстановление работоспособности обс.кол.	20	19	57
1.2.исправление негерметичности цем.кольца	4	3	6
1.3.ликвидация аварий	15	5	23
1.4.очистка стенок эк и забоя от отложений	7	4	13
1.5.внедрение и ремонт пакер-отс.и устр.ОРЭ	5	1	6
2. Управление разработкой нефт.залежей	26	35	58
2.1.откл.отдельн.пластов и гориз.	22	34	56
2.2.переход (возврат) на др.гориз.	4	1	1
2.3.опробование пластов	0	0	1
2.4.перевод скв.на др.категории	0	0	0
3.ОПЗ	11	17	75
4. Исследование скважины	3	3	3
5. Ликвидация, переликв., реликвид.скв.	1	1	1
6. Прочие виды работ	1	1	3
7. Третичные методы ПНП	17	85	137
НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ	426	386	403
1. КРС элементов констр.скв.	27	34	63
1.1.восстановление работоспособности обс.кол.	13	10	24
1.2.исправление негерметичности цем.кольца	4	9	6
1.3.ликвидация аварий	6	8	9
1.4.очистка стенок эк и забоя от отложений	1	6	20
1.5.внедрение и ремонт пакер-отс.и устр.ОРЭ	4	2	5
2. Управление разработкой нефт.залежей	17	23	39
2.1.отключение части пласта	0	0	0
2.2.откл.отдельн.пластов и гориз.	1	3	2
2.3.переход (возврат) на др.гориз.	0	0	0
2.4.опробование пластов	0	2	0
2.5.перевод скв.на др.категории	16	18	37
3. ОПЗ	44	93	145
4. Исследование скважины	306	183	81
5. Ликвидация, переликв., реликвид.скв.	2	4	2
6. Прочие виды работ	29	14	23
7. Третичные методы ПНП	1	35	50
ДРУГИЕ СКВАЖИНЫ	4	15	10
ВСЕГО	538	574	798

4.2 Причины нарушения герметичности крепи скважин при бурении, эксплуатации и ремонте

Степень сложности, повреждения крепи скважин, приводящие к потере их герметичности, бывают самыми разнообразными. Одни из них сравнительно легко устранимы (щели, трещины, прострелы, негерметичные резьбы, локальная коррозия), другие требуют проведения сложных восстановительных работ (замены части колонны, спуска новой колонны меньшего диаметра, разбуривания другого ствола, ликвидации скважины как следствие смятия или слома колонны, её обрыва с потерей ствола, интенсивной коррозии большой протяжённости).

Изучению видов и причин нарушений обсадных колонн, попыток их классификации уделялось большое внимание многими авторами. Так, Л.Б. Измайлов все основные факторы, определяющие потерю герметичности колонн, делит на четыре группы: геологические, технико-технологические, физико-механические и субъективные. Причём основной группой факторов по степени воздействия автор считает геологические.

Авторы работы из всего многообразия причин нарушения обсадных колонн выделяют следующие:

1. Спуск в скважину бракованных обсадных труб.

2. Нарушения технологии сборки колонны и крепления её в скважине.

3. Несоответствие параметров обсадных труб физическим и геологическим условиям в обсаживаемом интервале.

4. Коррозионный и механический износ обсадных труб.

5. Нарушение правил строительства и эксплуатации скважин в процессе добычи и проведения ремонтно-изоляционных работ.

Крепь скважины в целом и её элементы в отдельности (обсадные трубы, цементное кольцо, иногда затрубные пакеры) должны проектироваться исходя из условий их работы (нагрузки) в течение длительного времени (периода строительства и эксплуатации скважины).

Поскольку скважина - это долговременное сооружение, а прочностные (физико-механические) свойства труб и цементного камня, геометрические параметры (в первую очередь толщина стенок обсадных труб) во времени меняются, то проектирование элементов крепи на период работы скважины должно учитывать изменение состояния крепи и режима её нагружения во времени.

В связи с изложенным невыполнение крепью скважины своих функций может происходить по следующим причинам:

· При проектировании и строительстве скважины не учтён фактор времени, воздействующий на крепь( износ обсадной колонны, коррозия цементного камня);

· При проектировании и строительстве скважины крепь первоначально не отвечала требованиям к ней по условиям эксплуатации;

· Скважина спроектирована и построена в соответствии с требованиями, но в процессе её эксплуатации условия работы крепи оказались более жёсткими по сравнению с проектными (возросли градиенты давления, снизилось забойное давление).

В настоящее время фактор времени успешно учитывается в областях производства со сходными условиями загрузки несущих элементов технологического процесса, например, в трубопроводном транспорте, что позволяет планировать необходимую долговечность трубопровода, периодичность его ремонта или изменение режима эксплуатации по мере его старения (износа).

Так, например, при эксплуатации резервуаров и трубопроводов используются две стратегии технического обслуживания и ремонта: "по состоянию" и "по наработке". Стратегия "по состоянию" более прогрессивна, но требует дополнительных затрат на аттестацию состояния трубопроводов и резервуаров. Поэтому в настоящее время фактическое состояние трубопровода предлагается прогнозировать, т.е. предсказывать техническое состояние, в котором окажется объект в некоторый будущий момент времени. При этом определяется индивидуальный остаточный ресурс на основе всей предыстории жизни объекта, условий его эксплуатации, сроков и видов ремонта, стоимости работ и др.

Применительно к крепи скважин в настоящее время по существу ни одна из вышеупомянутых стратегий не реализуется, реализуется же фактически самая затратная и неоправданная стратегия "от аварии до аварии", от потери герметичности до потери герметичности, от безводной продукции до практически полного обводнения и т.д.

По статистике межремонтный период работы крепи непродолжителен. Велики потери средств, связанные с простоем скважины и их ремонтом, особенно на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Например, порядка 25-30% газовых скважин, находящихся в эксплуатации (а по некоторым северным месторождениям до 50%) имеют межколонные газопроявления различной интенсивности. В целом по нефтегазовой отрасли затраты на одну ремонтно-изоляционную работу составляют 15% сметной стоимости скважины, а продолжительность ремонта сравнима со временем её строительства.

Эксплуатация газовых скважин с межколонными газопроявлениями сопровождается потерями природного газа. Потери при транспорте составляют 0,2% от суммарной добычи газа по России. Это означает, что только по этой причине в окружающую среду попадает до 2 млрд. м³ метана.

Отсутствие рациональной стратегии исключает возможность планово-предупредительных ремонтов элементов крепи (издержки которых по всем показателям меньше, чем ремонт аварийной крепи), расчета их остаточного ресурса (по времени и возможным параметрам нагружения) и соответственно необходимую корректировку режима (параметров) нагружения цементного кольца и обсадной колонны.

Факт отсутствия сколь-нибудь продуманной и научно-обоснованной стратегии технического обслуживания и ремонта крепи эксплуатационных скважин подтверждается и следующими соображениями.

Во-первых, при проектировании крепи скважин не учитывается такой важнейший критерий, как её необходимая долговечность.

Во-вторых, методики проектирования крепи недостаточно совершенны, и её элементы прекращают выполнять свои функции либо непрогнозируемо быстро, либо, наоборот, работают вопреки прогноза о исчерпании их ресурса.

В-третьих, при проектных расчетах физико-механические свойства и геометрические размеры крепи во времени принимаются постоянными.

В-четвёртых, нормативы по давлению опрессовки колонн, другим технологическим операциям (ГРП и т.п.) руководящими документами зачастую указываются одинаковыми независимо от возраста (состояния) колонны. В результате герметичность колонны может быть нарушена неоправданно высокими (для данной скважины) рабочими или опрессовочными давлениями.

4.2.1 Современные методы контроля технического состояния крепи скважин и назначения их на ремонт

Техническое состояние определяется соответствием элементов её конструкции требованиям эксплуатации, охраны недр и окружающей среды, исключающим перетоки пластовых флюидов между пластами, а также возможный выход их на дневную поверхность.

На возникновение различных видов нарушения крепи скважин оказывают влияние множество факторов - качество строительства и используемые материалы, геологические условия, сроки и режимы эксплуатации, объёмы проведённых ремонтно-изоляционных работ, технологических операций по воздействию на пласт, и др. в связи с тем, что проявление тех или иных факторов по разному влияет на долговечность крепи и характер её повреждений, и, как следствие , на продолжительность безаварийной эксплуатации, важнейшее значение в процессе работы скважины имеют методы контроля её технического состояния, позволяющие оценить остаточный ресурс работы элементов конструкции скважин, своевременно выявить потенциально опасные участки и места для проведения предупредительных ремонтов, повысить эффективность работ по устранению уже имеющихся нарушений, регулировать режим эксплуатации для предотвращения либо замедления негативных процессов, приводящих к потере крепью своей герметичности.

Как уже отмечалось. Более обоснованный научный метод к вопросам диагностирования состояния элементов конструкций и оборудования практикуется в процессе эксплуатации нефте- и газопроводов. Так, за период 1991-1997 гг. сокращение эксплуатационных затрат за счёт проведения предупредительного выборочного ремонта по результатам диагностики предотвращения ущерба от предупреждения аварий составило более 4трлн. рублей в ценах 1997 года. Ежегодные объёмы работ по внутритрубной дефектоскопии достигают 14-20 тысяч километров, постоянно ведутся работы по совершенствованию снарядов-дефектоскопов, разрабатываются новые средства контроля за состоянием газопроводов.

Ведущими зарубежными газовыми компаниями ("Бритиш газ", "Транс-Канада Пайплайн" и др.) отработан комплексный подход к проблеме эксплуатационной надёжности газопроводов, включающий воздушное и наземное патрулирование, электрометрический контроль целостности изоляции и потенциалов катодной защиты, периодические гидравлические испытания, внутритрубную инспекцию дефектоскопами, контрольную шурфовку потенциально опасных участков и проверку состояния трубопровода неразрушающими методами контроля.

Что касается нефтедобывающей промышленности, то для проведения работ по исследованию технического состояния крепи скважин на сегодняшний день также существует значительное количество методов и средств.

Состояние цементного кольца за колонной оценивается тремя основными методами геофизических исследований: акустическим (АКЦ), гамма-гамма цементометрией (СГТД) и термометрией.

Метод АКЦ даёт качественное представление о состоянии цементного кольца и его герметичности без расшифровки характера дефектов. Недостатком этого метода является низкая чувствительность к определению контакта цемента с колонной. Методом АКЦ практически невозможно оценить вертикальные трещины малой открытости и местоположение негерметичности колонны. Это обуславливает низкую эффективность метода: в обычном режиме исследования не выше 25%, а при исследованиях под давлением в колонне - около 35%.

Метод СГДТ позволяет установить высоту подъёма цемента, наличие цемента и характер его распределения в интервале цементирования, наличие переходной зоны от цементного камня к раствору (гельцементу), эксцентриситет колонны.

Приборы гамма-гамма метода называют гамма-цементомерами (дефектомерами). Применяют два вида таких приборов: многоканальный и одноканальный. Кривые, регистрируемые многоканальным прибором, называют цементограммами, а кривая, записанная в масштабе длины окружности скважины при остановке зонда на заданной глубине, называется дефектограммой.

Для записи цементограмм и толщинограмм применяют аппаратуру СГТД-2, СГТД-3 и комплексный прибор ЦМГА-2. с помощью СГТД-2 можно определять толщину и внутренний диаметр труб независимо от плотности раствора в скважине и отложений на внутренней поверхности труб. Интерпретация диаграмм этого прибора позволяет установить эксцентриситет, среднюю толщину и средний диаметр колонны труб, качество заполнения затрубного пространства цементным раствором, места расположения муфт и центраторов. Этот прибор имеет высокую чувствительность и разрешающую способность.

СГТД-3 предназначен для оценки качества цементирования - определения средней по периметру плотности вещества в заколонном пространстве, оценки технического состояния обсадных колонн диаметром 146-168 мм. С его помощью могут быть определены интервалы механического и коррозионного износа и средняя по периметру толщина стенки обсадных труб в диапазоне 5-12 мм, а также эксцентриситет колонны в скважине.

Ни метод АКЦ, ни метод СГТД не определяют герметичности заколонного пространства (отсутствие перетоков флюидов). Дефекты в цементном камне и обсадной колонне, выявленные исследованиями цементометрией и дефектометрией, указывают только на вероятность возникновения заколонной циркуляции флюидов и межпластовых перетоков при определённых величинах градиента давления.

Метод термометрии позволяет установить верхнюю границу цементного кольца, наличие или отсутствие цемента в заколонном пространстве, степень равномерности распределения в соответствии с литологией и негерметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца.

Метод микротермометрии является основным методом для выявления заколонной циркуляции (перетоков) жидкости. Применение метода для этих целей основано на изучении теплообмена между жидкостью, заполняющей скважину и циркулирующей в затрубном пространстве.

К недостаткам метода термометрии относятся, ограниченный период времени исследования после процесса цементирования, связанный с исчезновением экзотермического эффекта по истечению двух суток; низкая эффективность повторных исследований по причине выравнивания температурных аномалий из-за перемешивания жидкостей в стволе скважины; сложность отбивки уровня цемента в высокотемпературных скважинах; невозможность оценки характера распределения цемента в заколонном пространстве по периметру скважины и сцепления с колонной и породой. К тому же флюидоперетоки с дебитами менее 100-150 м³/сут фиксировать этими видами исследований затруднительно из-за малой разрешающей способности существующей аппаратуры.

Метод радиоактивных изотопов позволяет установить уровень цемента, наличие цемента и характер его распределения в заколонном пространстве. Метод основан на регистрации повышенных значений гамма-активности на кривой гамма-метода, являющихся результатом добавления в цементный раствор радиоактивных изотопов. Перед закачиванием цементного раствора в скважину регистритуют контрольную кривую гамма-метода. Для активации цемента используют изотопы урана, железа, цинка и др.

Метод применяют при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) с закачиванием сначала обычного, а затем небольшого количества активированного цементного раствора. Сравнения кривых гамма-метода. Зарегистрированных после первой и второй операции цементирования, позволяют обнаруживать каналы в цементном камне.

Метод изотопов также может применяться для определения заколонной циркуляции жидкости. Для этого сначала регистрируют контрольную кривую гамма-метода, затем через НКТ. Спущенные до верхних отверстий перфорации, закачивают в интервал перфорации активированную жидкость. Через 3-4 часа проводят интенсивную промывку скважины, поднимают НКТ и регистрируют повторную кривую гамма-метода. Сравнение двух кривых позволяет установить интервалы проникновения активированной жидкости в заколонном пространстве. Проникновение активированной жидкости только в интервал перфорации свидетельствует о хорошем качестве цементирования, а не интервалов перфорации о наличии перетоков.

Недостатками метода являются: необходимость соблюдения особых правил техники безопасности, применение только в перфорированных скважинах. Возможность исследования небольшого интервала и трудоёмкость работ. Редкое применение данного метода связано с радиоактивным загрязнением пластов, оборудования и труб. Трудностями с захоронением жидкости, обработанной изотопами, и невозможностью использования радиоактивных методов каротажа. Последнее особенно важно, так как для исследования состояния заколонного пространства используют радиоактивные методы, например, ГГК, исключающие использование изотопов для обработки жидкостей, закачиваемых в скважину.

Техническое состояние скважин, обусловленное состоянием эксплуатационной колонны, оценивают путём проведения исследований методами термометрии, дебитометрии (расходометрии), резистивиметрии, влагометрии, плотностеметрии, радиоактивных изотопов, электромагнитными методами, а также поинтервальной опрессовкой пакером и методом прокачивания высоковязкой жидкости.

При исследовании дебитомерами (расходомерами) негерметичность эксплуатационной колонны (или других обсадных колонн) устанавливают по выявленному интервалу притока( приёмистости) вне интервалов перфорации. Для этого записывают непрерывную диаграмму в неперфорированных интервалах скважины.

Применение резистивиметрии для определения негерметичности основано на использовании электрических свойств жидкости в стволе скважины. Исследования резистивиметром проводят при вызове притока путём снижения уровня и при закачивании жидкости после временной изоляции интервала перфорации.

Использование метода влагометрии для определения негерметичности колонн основано на различии диэлектрической проницаемости жидкостей, находящейся в стволе и притекающей в него из заколонного пространства через негерметичность колонны.

Метод гамма-гамма плотностеметрии, применяемый для определения негерметичности колонн, основан на регистрации интенсивности излучения гамма-источников, проходящего через скважинную среду. Интенсивность регистрируемого излучения обусловливается поглощающими свойствами скважинной среды и обратно пропорциональна плотности жидкости в стволе скважины. При исследовании гамма-гамма плотностеметром записывают контрольную и основную диаграммы в процессе подъёма прибора.

Из электромагнитных методов для оценки состояния колонн применяют индукционную дефектометрию и магнитную локацию. Принцип действия индукционной дефектометрии основан на наведении в металлических трубах вторичных вихревых токов определённой частоты и измерения составляющих электромагнитного поля приёмными катушками. Активная составляющая этого поля зависит от электропроводности трубы, неактивная определяется магнитной проницаемостью трубы. В свою очередь на электропроводность трубы оказывают влияние трещины и разрывы, а на магнитную проницаемость - различие диаметров катушки и колонны (смятия, вздутия). Поэтому путём измерения обеих составляющих электромагнитного поля трубы судят о наличии локальных дефектах в колоннах. На указанном принципе основана работа дефектомера скважинного индукционного (ДСИ). Аппаратура ДСИ позволяет обнаруживать дефекты обсадных колонн типа порывов и трещин, размер проекции которых на ось колонны не менее 60-120 мм, а также локальные дефекты типа вздутий и смятий при протяжённости их не менее 60мм в колоннах диаметром 245 мм. Аппаратура чувствительна к дефектам, направленным параллельно оси колонны. Дефекты, расположенные перпендикулярно оси скважины, вообще не обнаруживаются. С помощью ДСИ не выявляются характер дефекта, его пространственное положение, что весьма важно для правильного выбора техники и технологии ремонтно-восстановительных работ.

Акустический метод широко используют в промысловой геофизике. Он основан на регистрации отражённых от поверхности труб ультразвуковых колебаний. Изменения фазы, частоты, амплитуды и времени прихода акустических волн, создают акустическое изображение внутренней поверхности обсадной колонны со всеми имеющимися дефектами. Разработан акустический телевизор САТ, регулирующий высокочастотные ультразвуковые импульсы и позволяющий путём сканирования получить изображение стенки обсадной колонны. При помощи этого прибора можно определить местонахождение перфорационных отверстий, трещин, муфтовых соединений и т.п. В отличие от скважинного фотоаппарата он позволяет осуществлять сплошной (по всему стволу) контроль за внутренней поверхностью труб. Недостаток акустического метода - зависимость результатов исследований от наличия на стенках труб различных неметаллических загрязнений. Метод не чувствителен к локальным нарушениям геометрии труб (вмятины, вздутия). Наличие шлама в буровом растворе, как и большая плотность последнего, также препятствует получению достоверной информации.

Специалистами ВНИИГИС (г. Октябрьский) разработан и активно внедряется в различных нефтегазодобывающих предприятиях аппаратурно-методический геофизический комплекс АМК "Контроль" для контроля и оценки технического состояния обсаженных скважин.

АМК "Контроль" применяется в обсаженных скважинах диаметром от 75 до 250 мм, имеющих отклонения от вертикали по зенитному углу от 0 до 900. комплекс включает следующую аппаратуру, позволяющую оценивать техническое состояние обсадной колонны и цементного кольца:

1. акустический телевизор АВК-42М, предназначенный для получения визуального изображения внутренней поверхности колонны с целью оценки наличия и положения шероховатостей, коррозии, отверстий, щелей и муфтовых соединений;

2. аппаратуру акустического контроля качества цементирования обсаженных скважин малогабаритную, комплексную АКЦ-НВ-48(36), имеющую повышенную чувствительность к дефектам цементного кольца объёмно-контактного типа, которая позволяет определять интервалы заколонных перетоков, мест негерметичности колонны, местоположения стыков труб и интервалов перфорации;

3. аппаратурно-програмный комплекс для акустического контроля цементирования обсаженных скважин с двухколонной конструкцией "Волна-3"; обеспечивает достоверную оценку качества цементирования каждой колонны в отдельности независимо от состояния цементного камня в межколонном пространстве и между внешней колонной и породой;

4. комплексную аппаратуру скважинной электромагнитной дефектоскопии обсадных и насосно-компрессорных труб и высокоточной термометрии ЭМДСТ-42, предназначенную для измерения толщины стеки труб с точностью до 0,5 мм, выявления продольных нарушений одновременно в двух соосно-расположенных колоннах, определения поперечных дефектов в трубе, мест смятия и обрыва тела колонны, выделения муфтовых соединений и оценка их качественного состояния, определения интервалов заколонных перетоков и интервалов притока (поглощения) флюида;

5. комплексную аппаратуру для контроля цементирования обсаженных скважин АРК-1; предназначенную для оценки распределения плотности цементного камня и состояния его контактов по периметру колонны, выделения и распознавания дефектов цементирования объёмного и контактного типов, оценки величины плотности вещества в заколонном пространстве и раскрытости дефектов объёмно-контактного типа.

Способы регистрации и обработки информации АМК "Контроль" - аналого-цифровая на бортовую ПЭВМ с выводом обработанных материалов в печать на принтер.

Этим же предприятием разработан аппаратурно-методический комплекс скважинной электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии ЭМДС-ТМ.

Он предназначен для проведения контроля технического состояния обсадных, бурильных, насосно-компрессорных труб в нефтяных и газовых скважинах с многоколонными конструкциями. Задачи контроля технического состояния труб скважин включают обнаружение различного рода дефектов (трещин, зон развития коррозии, обрывов) как во внутренней, так и во внешней колонне, а также решение серии вопросов по контролю фактического местоположения конструктивных основных элементов скважины, включая межколонные и заколонные системы (центраторы, пакеры, клапаны, "башмаки" колонн).

В состав комплекса входят цифровой скважинный прибор с группой зондов, комплект наземного оборудования (пульт управления и персональный компьютер), система метрологического обеспечения; пакет программного обеспечения.

Такими же разработками занимается и АО НПФ "Геофизика" (г. Уфа). В частности, ими разработан акустический микрокаверномер-дефектомер САТ-4, который позволяет получить детальную информацию об истинных размерах и форме обсадных колонн и о местоположении и количестве перфорационных отверстий; модуль акустического контроля качества цементирования скважин МАК-6 для контроля качества цементирования нефтяных и газовых скважин, заполненных негазированной жидкостью.

Базируясь на использовании возможных вышеперечисленных целей и методов исследований, нефтегазодобывающие предприятия выпускают собственные инструкции по проведению необходимого комплекса работ и исследований по диагностике состояния крепи скважин исходя из особенностей данного региона.

Подведя итог вышеуказанному, в заключение данного раздела необходимо отметить, что из опыта эксплуатации нефтегазовых месторождений следует, что затраты, связанные с проведением ремонтно-восстановительных работ и потерями добываемой продукции за счёт выхода скважин в простаивающий фонд, несоизмеримо больше затрат на разработку и внедрение средств диагностики и контроля технического состояния. В связи с этим проведение регулярных обследований крепи скважин, позволяющих прогнозировать остаточный ресурс конструкции, выявлять опасные участки для проведения профилактических предупреждающих ремонтов, регулировать режим эксплуатации, является одной из важнейших проблем нефтегазодобывающей отрасли.

4.3 Геофизические методы исследования скважин

Под геофизическими методами исследования скважин подразумевают:

а) исследования с целью определения характера пройденной скважиной пластов - различными способами каротажа;

б) способы контроля технического состояния стволов скважин.

К геофизическим методам исследования скважин с целью определения характера пород относятся: электрический каротаж, газокаротаж, гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), гамма-гамма-каротаж (ГГК). Гамма-каротаж, нейтронный гамма-каротаж гамма-гамма-каротаж возможны как в незакреплённой обсадной колонной скважине, так и в закреплённой скважине, так как гамма-лучи проникают сквозь металл. Поэтому эти методы особенно ценны при исследовании скважин, в которых электрокаротаж не применялся.

До проведения геофизических работ соответствующим образом подготавливают скважину. Для этого около скважины со стороны мостков монтируют площадку для установки на ней подъёмника и лаборатории. Проход от площадки к устью скважины должен быть свободным, а пол и мостки очищены от грязи и посыпаны песком.

Ротор во избежание поворота после установки на него блок-баланса необходимо надёжно закрепить. При отсутствии ротора устье оборудуют подмостками для укрепления на них блок-баланса. К устью скважины необходимо заблаговременно подвести водяную линию.

Ствол скважины предварительно подготавливают с таким расчётом, чтобы при геофизических работах обеспечить беспрепятственный спуск и подъём геофизических приборов. Дл этого необходимо: а) на незакреплённом интервале проработать ствол скважины долотом номинального диаметра; б) обеспечить однородность бурового раствора по всему стволу, для чего необходимо провести не менее двух циклов промывки ствола скважины.

4.3.1 Температурные измерения в скважине

Температурные измерения (термометрические исследования) позволяют решить ряд практических задач, возникающих при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин (например, отбивка высоты подъёма цемента за колонной, установление места притока воды и т.д.).

Для измерения температуры в скважине в основном пользуются термометром сопротивлений, спускаемым на каротажном кабеле. По изменению сопротивления определяют температуру среды. Время, в течение которого термометр воспринимает температуру окружающей среды, невелико; это позволяет без больших погрешностей замерять температуру при непрерывном спуске термометра в скважину. В результате измерений получают кривую изменения температуры с глубиной - температурную кривую (термограмму).

Геофизические методы исследования широко применяют для контроля технического состояния обсадных колонн и решения ряда других задач, возникающих при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин.

4.3.2 Контроль качества цементирования обсадной колонны

По окончании бурения после спуска обсадной колонны, её цементирования и затвердевания цементного раствора образуется цементное кольцо, исключающее возможность сообщения между различными пластами и обводнения нефтегазоносных пластов. Однако в ряде случаев цементирование по разным причинам (плохое качество цемента, влияние глинистой корки и т.д.) оказывается неудачным: цементный раствор не доходит до намеченного уровня, в результате цементное кольцо не перекрывает продуктивные пласты; на некоторых интервалах не образуется цементного кольца или оно не захватывает всего сечения затрубного пространства и т.д.

Для контроля цементирования обсадной колонны наиболее широко применяют термометрию.

Измерения термометром проводят для отбивки верхнего уровня цементного кольца, т.е. для определения высоты подъёма цементного раствора. Так как затвердевание раствора (схватывание) сопровождается выделением тепла. Участок в заколонном пространстве, заполненный раствором, отмечается на термограмме повышенными показаниями температуры на фоне общего постепенного её роста с глубиной. Уровень раствора отбивается по резкому повышению температуры. При этом температура повышается тем быстрее, чем меньше прошло времени от начала закачки цементного раствора. Поэтому измерения термометром следует проводить сразу же после освобождения устья скважины от оборудования для закачки раствора.

4.3.3 Определение глубины притока воды в скважину

При поступлении в скважину воды из пластов необходимо изолировать обводняющий водоносный пласт. Для этого определяют глубину, на которой происходит приток воды в скважину, и очаг обводнения - водоносный пласт. Глубина залегания последнего может совпадать с глубиной притока (перфорационных отверстий или нарушений колонны). Однако в общем случае глубина притока отличается от глубины залегания водоносного пласта: вода, прежде чем попасть в скважину, проходит по трубному пространству.

При благоприятных условиях движение воды в затрубном пространстве можно установить по результатам измерений термометром, проводимых в сочетании с операциями, имеющими целью вызвать отдачу или поглощение воды пластом. При этом изменение температуры в затрубном пространстве благодаря теплообмену через колонну будет отмечаться изменением температуры жидкости, заполняющей скважину.

Глубину притока посторонней воды в ствол скважины через дефекты эксплуатационной колонны определяют с помощью резистивиметра, электротермометра, дебитомера.

Резистивиметром место дефекта в эксплуатационной колонне определяют следующим образом.

После изоляции фильтра уровень жидкости в скважине снижают до тех пор, пока через дефект не будет поступать посторонняя вода. По результатам исследования строят кривую зависимости дебита посторонней воды от динамического уровня и определяют положение статического уровня в скважине. Отбирая пробу воды, устанавливают её солёность, выраженную в градусах Боме (0Ве).

По окончании исследования скважину промывают до тех пор, пока не будет удалена посторонняя вода. Затем колонну заполняют водой, солёность которой должна отличаться от солёности посторонней воды на 2-50Ве. Так, если солёность посторонней воды равна 4-50Ве и более, скважину можно заполнить пресной или морской водой, имеющей солёность 1,4-20Ве. Если же солёность посторонней воды составляет 1,5-30Ве, то следует применять воду с солёностью 5-70Ве. Такую воду приготавливают следующим образом. Из скважины откачивают воду в ёмкость. Затем в эту воду добавляют необходимое количество технической поваренной соли, ускоряя процесс её растворения перемешиванием. Воду требуемой солёности закачивают через промывочные трубы до тех пор, пока вся жидкость не будет заменена. Затем резистивиметром замеряют удельное сопротивление воды. Первый (контрольный) замер должен показать, что скважина заполнена водой одинаковой солёности. После контрольного замера с помощью желонки снижают уровень в скважине с целью вызова притока посторонней воды через место нарушения в эксплуатационной колонне.

После установления статического уровня посторонняя вода в эксплуатационной колонне должна подняться на высоту 50-100 м. Снизив уровень жидкости, вновь замеряют удельное сопротивление воды. При этом определяют наличие посторонней воды в определённом интервале с солёностью, отличающейся от солёности воды, заполнившей скважину до снижения уровня. Если показание резистивиметра окажется неясным, снижение уровня и замер резистивиметром повторяют несколько раз. Сравнивая полученные диаграммы замеров, определяют глубину местонахождения дефекта в эксплуатационной колонне.

Электротермометр применяют для определения места притока посторонней воды в случаях, когда требуется длительная подготовка скважины для применения резистивиметра.

Работы по определению притока с помощью электротермометра выполняют в такой последовательности. После изоляции существующего фильтра в скважине снижают уровень жидкости для вызова притока посторонней воды.

Скважину исследуют на приток и заполняют водой до устья, оставляя в таком состоянии на 24-48 часов для установления определённой температуры. Как известно, действие электротермометра основано на принципе увеличения электрического сопротивления воды с повышением её температуры. При контрольном замере определяется равномерное повышение температуры по мере увеличения глубины замера. Выполнив контрольный замер, снижают уровень жидкости в скважине (тартанием) для вызова притока посторонней воды через дефект в эксплуатационной колонне. После снижения уровня (на 20-50 м ниже статического) замеряют температуру жидкости по стволу скважины. Место притока устанавливают по резкому изменению температурных кривых на диаграмме элекротермометра.

В ряде случаев при капитальном ремонте скважин применяют ускоренный метод определения места притока посторонней воды электротермометром. Сущность его заключается в том, что после заполнения скважины водой до устья сразу же проводят контрольный замер. Если имеется приток посторонней воды, будет отмечена температурная аномалия в месте притока. Однако ускоренный метод не всегда обеспечивает получение чётких диаграмм.

Дебитомером определяют место притока (дефекта в колонне) следующим образом. После изоляции фильтра скважины снижают уровень жидкости в колонне до тех пор, пока скорость её притока через дефект в колонне не превысит порога чувствительности дебитомера.

После вызова притока прибор медленно опускают в ствол скважины. При этом, если он находится выше дефекта в колонне, то регистрируется приток жидклсти, направленный вверх. Если же прибор находится ниже места дефекта в колонне, движение жидкости не регистрируется. Место дефекта в колонне соответствует глубине, где дебитомер регистрирует прекращение притока жидкости.

4.4 Анализ герметизации эксплуатационной колонны отворотом и заменой дефектной части по скважинам НГДУ "Джалильнефть" за период 1997-2002 гг.

В таблице 4.2 приведены данные по герметизации ЭК отворотом и заменой дефектной части.

Таблица 4.2

Герметизация эксплуатационной колонны отворотом и заменой дефектной части по скважинам НГДУ "Джалильнефть" за период 1997-2002 гг.

№ п/п	№ скв.	Исполнитель	Дата	Первонач. вид ремонта	Кондуктор	Э/колонна		Способ отворота	Характер нарушения
					длина, м	диаметр, м	глуб. отвор, м	диаметр, мм
1	5452	ЦКРС-1	04.97	герметизация нарушения э/к	242	245	210	146	якорь	отв.d=10мм
2	30062	ЦКРС-1	03.98	герметизация нарушения э/к	320	245	165	146	контрольный пакер	отв.d=20мм
3	7276	ЦКРС-1	06.98	герметизация нарушения э/к	307	299	175	146	контрольный пакер	трещ.L=4см
4	1251	ЦКРС-1	09.98	герметизация нарушения э/к	203	324	456	146	якорь	отв.d=10мм
5	5416	Азн.№4	03.99	герметизация нарушения э/к	248	245	272	146	контрольный пакер	нет данных
6	7299	ЦКРС-1	05.99	герметизация нарушения э/к	215	245	18	146	контрольный пакер	отв.d=12мм
7	5477	Азн.№1	06.99	герметизация нарушения э/к	241	245	146	146	контрольный пакер	нет данных
8	21946	Азн.№4	08.99	герметизация нарушения э/к	262	245	10	146	спец.пакер	нет данных
9	7790	Азн.№4	09.99	герметизация нарушения э/к	232	245	530	146	контрольный пакер	нет данных
10	5460	Азн.№4	12.99	герметизация нарушения э/к	230,8	299	278	146	контрольный пакер	нет данных
11	6820	Азн.№4	02.00	герметизация нарушения э/к	221	219	458	146	нет данных	э/к сильно корродированна
12	26272	Азн.№4	02.00	герметизация нарушения э/к	320	245	10	146	контрольный пакер	нет данных
13	10209	Азн.№1	02.00	герметизация нарушения э/к	312	245	184	146	спец.пакер	отв. на 8-ой трубе
14	1270	ЦКРС-1	03.00	герметизация нарушения э/к	195	299	321,47	146	контрольный пакер	отв.d=10мм
15	10232	Азн.№1	03.00	герметизация нарушения э/к	187	245	150	146	контрольный пакер	нет данных
16	7856	Азн.№4	07.00	герметизация нарушения э/к	254	245	300	146	контрольный пакер	нет данных
17	11904	Азн.№4	08.00	герметизация нарушения э/к	261	245	50	146	контрольный пакер	нет данных
18	7891	Азн.№4	08.00	герметизация нарушения э/к	214	245	306	146	спец.пакер	нет данных
19	23102	ЦКРС-1	09.00	герметизация нарушения э/к	310	245	71	168	контрольный пакер	сильно корродирована
20	12275	Азн.№4	11.00	герметизация нарушения э/к	260	245	30	146	контрольный пакер	нет данных
21	5451а	Азн.№4	10.00	герметизация нарушения э/к	240	245	206	146	контрольный пакер	нет данных
22	7590	Азн.№4	01.01	герметизация нарушения э/к	154	245	90	168	контрольный пакер	нет данных
23	10163	ЦКРС-1	03.01	герметизация нарушения э/к	295	245	243	146	контрольный пакер	коррозион отв.L=10мм
24	11794	Азн.№4	05.01	герметизация нарушения э/к	275	245	200	146	контрольный пакер	нет данных
25	10237	Азн.№4	12.01	герметизация нарушения э/к	256	245	10	146	контрольный пакер	трещина
26	7631	Азн.№4	12.01	герметизация нарушения э/к	210	245	100	146	контрольный пакер	нет данных
27	7891	Азн.№4	12.01	герметизация нарушения э/к	214	245	306	146	контрольный пакер	сильно корродирована
28	14315	Азн.№4	02.02	герметизация нарушения э/к	264	245	51	168	контрольный пакер	сильно корродирована
29	1572	Азн.№2	08.98	исследование кондуктора	290	324	310	168	контрольный пакер	нет данных
30	528	ЦКРС-1	01.99	наращивание цем. кольца за конд.	220	324	250	168	контрольный пакер	нет данных
31	1527	ЦКРС-1	05.99	наращивание цем. кольца за конд.	268	324	326,5	168	якорь	нет данных
32	2142а	ЦКРС-1	06.99	наращивание цем. кольца за конд.	177	245	202	146	якорь	трещ.L=60см
33	1194	ЦКРС-1	01.00	наращивание цем. кольца за конд.	248	299	344	146	контрольный пакер	отв.d=10мм
34	2141а	ЦКРС-1	01.00	исследование кондуктора	140	245	116,74	146	контрольный пакер	трещ.L=70мм
35	5239	Азн.№1	01.00	наращивание цем. кольца за конд.	253	299	238	146	нет данных	нет данных
36	5438	ЦКРС-1	03.00	наращивание цем. кольца за конд.	259	299	487	146	контрольный пакер	нет данных
37	5441а	ЦКРС-1	06.00	наращивание цем. кольца за конд.	244	299	423	146	контрольный пакер	коррозион отв.L=10мм
38	6847	Азн.№4	10.00	наращивание цем. кольца за конд.	225	245	140	146	нет данных	нет данных
39	963а	ЦКРС-1	01.01	наращивание цем. кольца за конд.	229	204	170	146	труборезка	нет данных
40	11714	Азн.№4	03.98	ликвидация скважины	228	219	50	146	контрольный пакер	нет данных
41	11778	Азн.№4	07.98	ликвидация скважины	240	245	12	146	контрольный пакер	нет данных
42	11995	Азн.№4	05.99	ликвидация скважины	290	245	390	146	торпедирование	нет данных
43	3560	Азн.№4	08.99	ликвидация скважины	302	219	157	146	нет данных	нет данных
44	11868	Азн.№4	08.99	ликвидация скважины	280	245	32	139	контрольный пакер	нет данных
45	12199	Азн.№4	08.99	ликвидация скважины	225	245	25	168	нет данных	нет данных
46	7453	Азн.№4	03.00	ликвидация скважины	255	245	61	146	нет данных	нет данных
47	5397	Азн.№4	06.01	переликвидация скважины	238	299	200	146	контрольный пакер	нет данных
48	7636	Азн.№4	03.01	ликвидация скважины	199	245	117	146	нет данных	нет данных
49	7231	Азн.№1	12.01	ликвидация скважины	285	245	293	146	труборезка	нет данных
50	7339	ЦКРС-1	03.00	извлеч.ЭПН с НКТ и кабелем	237	245	337	168	штопор-крючок ввёрнутый в каб.	нет данных
51	5191	ЦКРС-1	06.01	возврат на верх. горизонт	221	299	264	146	контрольный пакер	трещ.L=15см
52	1556	ЦКРС-1	07.01	возврат на верх. горизонт	307	324	269	168	торпедирование	нет данных
53	7512	Азн.№4	03.02	герметизация нарушения э/к	257	245	292	146	контрольный пакер	трещ.L=150см
54	7618	Азн.№4	03.02	герметизация нару...

Подобные документы

• Разработка технологии бурения геологоразведочных скважин

  Характеристика геологического разреза на территории нефтяного месторождения, классификация породы. Выбор способа бурения и построение конструкции скважин, расчет глубины спуска кондуктора. Мероприятия по борьбе с самопроизвольным искривлением скважин.
  
  курсовая работа [460,2 K], добавлен 01.12.2011
  

• Анализ обустройства газового месторождения

  Разработка Вынгаяхинского месторождения газа. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Основные параметры сеноманской продуктивной толщи. Проницаемость и начальная газонасыщенность. Конструкция фонтанных подъемников и оборудование скважин.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 10.05.2015
  

• Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6

  Анализ результатов испытания скважин Кравцовского месторождения. Обоснование способов воздействия на пласт и призабойную зону. Технология и техника добычи нефти и газа. Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин.
  
  дипломная работа [4,8 M], добавлен 25.09.2012
  

• Проект строительства новой разведочной скважины №281 Речицкого месторождения

  Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП "ПО "Белоруснефть". Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн. Рекомендации по заканчиванию скважины.
  
  дипломная работа [166,9 K], добавлен 02.06.2012
  

• Зеленогорская площадь

  Расчет технологических показателей разработки нефтяного месторождения по методике института ТатНИПИнефть на примере Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения. Характеристика геологического строения. Характеристика фонда скважин и текущих дебитов.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 25.12.2011
  

• Осложнения при эксплуатации нагнетательных скважин

  Характеристика литолого-стратиграфического разреза месторождения. Водоносность и нефтегазоносность пластов. Возможные осложнения при бурении скважин. Расчет глубины забоя, обсадных, эксплуатационной и бурильной колонны. Выбор способа и режимов бурения.
  
  курсовая работа [172,9 K], добавлен 20.11.2015
  

• Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

  Краткая геолого-физическая характеристика Туймазинского нефтяного месторождения. Анализ выработки запасов, определение эффективности системы разработки Туймазинского месторождения, пути ее увеличения. Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 13.07.2010
  

• Проект технологии бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов энергосбережения при промывке и СПО

  Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Выбор долот для бурения скважины. Составление гидравлической программы бурения. Организационно-производственная структура бурового предприятия. Сметный расчет бурения скважины Коринской площади.
  
  дипломная работа [949,3 K], добавлен 12.03.2013
  

• Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

  Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015
  

• Оптимизация режимов эксплуатации скважин Кравцовско го нефтяного месторождения Калининградской области

  Геолого-физическая характеристика Кравцовского месторождения. Анализ текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки. Выбор и обоснование способа механизированной добычи. Основные требования к внутрискважинному оборудованию.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 18.04.2015
  

• Анализ текущего состояния разработки Давыдовского месторождения

  Геологическое строение Давыдовского нефтяного месторождения. Стратиграфия, литология осадочного разреза. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов. Анализ структуры фонда скважин, показателей их эксплуатации, выработки запасов нефти из пластов.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 15.05.2014
  

• Проект проводки скважины при предварительной разведке месторождения Белоусовское

  Физико-географические сведения и местоположение месторождения. Геологическое строение участка, его тектоника и гидрогеология. Обоснование способа и вида бурения. Разработка конструкции скважины. Принципы и подходы к автоматизации работы водоподъемника.
  
  дипломная работа [588,4 K], добавлен 06.05.2015
  

• Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении

  Характеристика газонефтеводоносности месторождения. Выбор и обоснование способа бурения. Конструкция и профиль проектной скважины. Выбор и обоснование буровой установки, ее комплектование. Расчет нормативной продолжительности строительства скважины.
  
  дипломная работа [557,7 K], добавлен 05.07.2010
  

• Анализ разработки пласта 1БС9 Крайнего нефтяного месторождения

  Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.
  
  контрольная работа [4,8 M], добавлен 27.11.2013
  

• Ознакомление со структурой и характером деятельности предприятия ОАО "Самотлорнефтегаз"

  Геолого-промысловая характеристика Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия разреза. Состав и свойства пород продуктивных пластов. Стадии разработки месторождения, способы эксплуатации и замер скважин. Промысловая подготовка нефти.
  
  отчет по практике [143,9 K], добавлен 08.12.2015
  

• Строительство и заканчивание скважин

  Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины. Обоснование конструкции скважины на данной площади. Оборудование устья скважины и технологическая оснастка обсадной колонны. Подготовка ствола к спуску, спуск и расчет обсадных колонн.
  
  курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.07.2010
  

• Реконструкция Южно-Ягунского месторождения

  Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 03.04.2015
  

• Разработка Арланского месторождения

  Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов.
  
  курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010
  

• Анализ осложнений при закачивании скважин, их предупреждение и устранение на предприятие "Тюменбургаз"

  Литолого-стратиграфическая характеристика скважины. Давление и температура по разрезу скважины. Физико-механические свойства горных пород. Обоснование способа вхождения в продуктивную залежь. Обоснование режима спуска колонны, охрана окружающей среды.
  
  курсовая работа [920,9 K], добавлен 13.07.2010
  

• Повышение продуктивности скважин Зай-Каратайского месторождения

  ОАО "Татнефть" - ведущее предприятие топливно-энергетического комплекса России. Разработка скважин Зай-Каратайской площади Ромашкинского месторождения; применение ресурсосбегающих технологий; их экономическая эффективность и экологическая безопасность.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 19.05.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам