image
energas.ru

Газовая промышленность Спецвыпуск № 3 2018

Добыча газа и газового конденсата

01.09.2018 11:00 ОПЫТ И РЕЗУЛЬТАТЫ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА УРЕНГОЙ»
Разработка месторождений ООО «Газпром добыча Уренгой» вступила в период падающей добычи, характеризующейся снижением ресурсно-энергетического потенциала залежей углеводородного сырья, пластового давления, подъемом газоводяного контакта, обводнением и разрушением призабойной зоны пласта, что приводит к ухудшению геолого-технического состояния скважин. Эксплуатация месторождений, обеспечивающая выполнение проектных решений и безопасность функционирования объектов, зависит прежде всего от своевременного диагностирования и эффективного проведения геолого-технических мероприятий на фонде скважин. Диагностическое обследование скважин ООО «Газпром добыча Уренгой» осуществляется в рамках утвержденных ПАО «Газпром» программ геолого-технических мероприятий и предусматривает комплекс работ, выполняемых до, во время и после проведения геолого-технических мероприятий. Основным источником информации диагностического обследования служат геофизические методы с использованием аппаратуры высокого разрешения преимущественно отечественного производства. Выполненные работы позволили выявить и сгруппировать наиболее часто диагностируемые дефекты, к которым относятся качество крепления скважины (заколонное движение флюида, скопление газа за колонной и др.), дефекты эксплуатационной колонны и насосно-компрессорных труб (негерметичность, коррозия, недоворот муфтовых соединений и др.), дефекты призабойной зоны пласта и водоприток. Помимо оценки технического состояния скважины одной из ключевых задач является определение текущей газонасыщенности длительно эксплуатируемых продуктивных пластов путем проведения дивергентного каротажа. Практика комплексирования радиоактивных методов (нейтронного гамма-каротажа) и дивергентного каротажа позволила повысить степень достоверности определения текущего насыщения и уровня газоводяного контакта и, как следствие, повысить эффективность работ по изоляции интервалов водопритока. Таким образом, в текущих условиях эксплуатации месторождений ООО «Газпром добыча Уренгой» диагностическое обследование представляет собой современный высокотехнологичный инструмент, позволяющий повысить эффективность всего комплекса проводимых геолого-технических мероприятий и продлить срок безопасной эксплуатации скважин.
Ключевые слова: ДИАГНОСТИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ, ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ, КОМПЛЕКСНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН, ДИВЕРГЕНТНЫЙ КАРОТАЖ, ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ПРИБОРЫ ВЫСОКОГО РАЗРЕШЕНИЯ.
Открыть PDF


Реализация диагностического обследования (ДО) скважин ООО «Газпром добыча Уренгой» начата в 2011 г. в рамках Программы геолого-технических мероприятий на фонде скважин ПАО «Газпром» на период 2011–2015 гг. и продолжает осуществляться в соответствии с Программой геолого-технических мероприятий на фонде скважин ПАО «Газпром» на период 2016–2020 гг. К основным задачам Программы относятся: обеспечение безопасной эксплуатации фонда скважин на месторождениях ПАО «Газпром»; сокращение бездействующего фонда скважин; сокращение количества скважин, находящихся в ожидании ремонта; повышение эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Диагностическое обследование предусматривает комплекс работ, выполняемых: до начала проведения ГТМ, направленных на обоснование и выбор объектов для ГТМ; при проведении ГТМ, направленного на осуществ-ление оперативного контроля качества ГТМ при извлеченных насосно-компрессорных трубах (НКТ); а также после завершения ГТМ в целях оценки качества выполнения ГТМ [1].

На каждом этапе обследования решается ряд задач:

– до ГТМ – уточнение конструкции и технического состояния скважины, диагностирование заколонных перетоков, определение обводненных интервалов, получение информации о плотности флюида и текущих термобарических условиях в стволе скважины;

– при ГТМ – уточнение интервалов перфорации и положения искусственного забоя скважины, определение технического состояния обсадной колонны, определение качества сцепления цементного камня с колонной и породой, плотности цементного камня, его распределения в заколонном пространстве, поиск вторичных скоплений газа за колонной, определение положения газоводяного контакта (ГВК). В скважинах, для которых первоочередной является задача определения обводненных интервалов, текущего ГВК и коэффициента газонасыщенности (Кг), проводится дивергентный каротаж (ДК);

– после ГТМ – уточнение забойного и пластового давлений, профиля притока, дебита газа, плотности заполняющего ствол флюида, фильтрационных параметров продуктивного пласта, заколонных и внутрипластовых перетоков газа, возможных интервалов водопритока после проведения водоизоляционных работ.

На рис. 1 представлена схема выполнения диагностического обследования скважин в ООО «Газпром добыча Уренгой».

 

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Все виды исследований, входящие в состав комплексного обследования скважин, выполняются аппаратурой преимущественно отечественного производства (рис. 2), характеризующейся достаточно высокой разрешающей способностью и низкой погрешностью измерений [2]:

– СКАТ-К9-38-150/100 – аппаратура газодинамического каротажа, позволяющая осуществ-лять одновременное измерение температуры, давления, локацию муфтовых соединений, мощности экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород, определение фазового состава и удельной электрической проводимости флюида, уровня акустического шума, индикацию скорости потока;

– СКАТ-РК – прибор радиоактивного каротажа, используемый до, при и после ГТМ и предназначенный для проведения исследований методами нейтронного гамма-каротажа (НГК), двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа, гамма-каротажа (ГК) и локации муфт;

– ГК+НГК-Т-76-120/80 (КАСКАД) – прибор радиоактивного каротажа, используемый до, при и после ГТМ и предназначенный для измерения мощности экспозиционной дозы естественного гамма-излучения и водородонасыщенной пористости пород методом НГК;

– МИД-К-ГК-120/100 – магнитно-импульсная дефектоскопия (МИД), используется до и при ГТМ и предназначена для контроля технического состояния НКТ, обсадных колонн. Позволяет определить интервалы перфорации, местоположение сквозных нарушений, разрыв колонн в двухколонной конструкции, глубину установки пакеров, интервалы коррозии и степень износа колонны;

– 4АК, МАК – акустическая цементометрия, выполняется при ГТМ и предназначена для оценки качества цементирования обсадной колонны;

– ЦМ, СГДТ – цементометрия, аппаратура гамма-гамма-цементометрии СГДТ, предназначена для измерения плотности вещества в заколонном пространстве скважины и толщины стенки труб обсадной колонны методом рассеянного гамма-излучения;

– ПТС-100 – трубная профилемет-рия, предназначена для исследования технического состояния колонн нефтяных и газовых скважин диаметром от 110 до 340 мм.

В рамках выполнения программ геолого-технических мероприятий на газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах за период 2011–2017 гг. было проведено 1706 скважино-операций и тем самым продиагностировано 53 % от общего фонда скважин. По результатам исследований выделено 13 типов дефектов различного рода и характера происхождения (рис. 3), таких как дефекты качества сцепления цементного камня с эксплуатационной колонной и породой (заколонное движение флюида, скопление газа за колонной и т. д.), дефекты эксплуатационной колонны и НКТ (негерметичность, коррозия, недоворот муфтовых соединений и т. д.), дефекты призабойной зоны пласта (ПЗП) (разрушение, вынос механических примесей) и водоприток.

Одним из факторов, влияющих на безопасную эксплуатацию скважин, является техническое состояние эксплуатационной колонны. Как видно из диаграммы (см. рис. 3), дефекты эксплуатационной колонны составляют треть от общего числа диагностируемых дефектов. Выявление дефектов и их детализация осуществляются как стандартными методами исследования (АКЦ, ГГК-Ц, МИД, трубной профилеметрией), так и с применением аппаратуры высокого разрешения: акустического телевизора в режиме имиджера и сканера, многорычажного механического профилемера и сканирующего гамма-гамма-дефектомера-толщиномера [2].

Методы исследования и комп-лекс приборов высокого разрешения (рис. 4) для оценки технического состояния эксплуатационной колонны включают:

– локацию муфт, манометрию, термометрию, шумометрию, АКЦ, ГГКц, МИД, профилеметрию трубную, радиоактивный каротаж (ГК, НГК), позволяющие определять заколонные перетоки и вторичные скопления газа, обводненные интервалы и положение ГВК, изу-чить термобарические условия в стволе скважины;

– акустический телевизор (АСТ-К-80, МАК-9-СК), позволяющий измерить внутренний диаметр и толщину колонны по 128 направлениям, оценить распределение цементного камня вокруг колонны, а также получить изображение стенки скважины;

– ГГК-сканирование (СГДТ-100М), позволяющее определить плотность вещества за обсадной колонной по восьми радиальным направлениям, измерить толщину стенки труб обсадной колонны с привязкой результатов измерений к апсидиальной плоскости;

– механическую профилемет-рию, обеспечивающую высокоточное измерение внутреннего профиля как обсадной колонны, так и НКТ; магнитная интроскопия позволяет выявить негерметичности колонн, определить положение интервалов и качества перфорации;

– магнитный толщиномер (Sondex MIT 033, G.E. Sondex MTT), позволяющий контролировать стенку колонны для определения потерь металла на внутренней и внешней поверхности трубы. В комплексе с механическим профилемером магнитный толщиномер обеспечивает всесторонний анализ труб.

 

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Комплексный подход с использованием всех перечисленных методов позволил с достаточно высокой степенью достоверности определить: диаметры и толщины колонн; геометрические размеры повреждений колонн (коррозии, каверн); относительную овальность эксплуатационных колонн (рис. 5); недовороты муфтовых соединений (рис. 6); каналы: контактные и объемные дефекты цементирования; техногенное скоп-ление газа; степень износа труб.

На рис. 7 представлен сводный планшет интерпретации данных технической диагностики одной из скважин Уренгойского месторождения с применением аппаратуры высокого разрешения.

Одним из ключевых направлений диагностического обследования скважин является определение текущей насыщенности длительно эксплуатируемых продуктивных пластов. Количественное определение текущего насыщения пластов-коллекторов при проведении ГТМ с достаточно высокой степенью достоверности в настоящее время осуществляется с использованием дивергентного каротажа – электрического каротажа с фокусированной системой измерительных электродов, предназначенного для измерения кажущегося электрического сопротивления пород в разрезе скважин через обсадную колонну. К основному преимуществу данного вида исследования следует отнести его радиус, который существенно больше по сравнению с традиционно используемым НГК, а также возможность проведения исследования в обсаженном стволе [3]. На рис. 8 представлен пример результатов интерпретации ДК по одной из газовых скважин Уренгойского месторождения.

Результат комплексирования радиоактивных методов (НГК) и дивергентного каротажа в 64 газовых, газоконденсатных и нефтяных эксплуатационных скважинах ООО «Газпром добыча Уренгой» позволил: получить количественную (Кг) и качественную информацию о текущем насыщении разрабатываемых пластов; с высокой точностью определить текущее положение ГВК; сделать вывод о наличии (отсутствии) зон «защемления» газа в сеноманских отложениях и равномерности выработки запасов в целом; повысить качество работ по изоляции интервалов водопритока.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диагностическое обследование скважин в текущих условиях эксплуатации месторождений ООО «Газпром добыча Уренгой» представляет собой современный высокотехнологичный инструмент, позволяющий: оценить техническое состояние скважин на всех этапах эксплуатации месторождения; получить количественную (Кг) и качественную оценку текущего характера насыщения пластов и положения контактов; выбрать и обосновать адресные геолого-технические мероприятия по фонду скважин; оперативно вносить корректировки в ходе капитального ремонта скважин; провести оценку срока безопасной эксплуатации скважин.



← Назад к списку