Промыслово-геофизические методы при капитальном ремонте нефтегазовых скважин

1. промыслово-геофизические методы при капитальном ремонте нефтегазовых скважин в пф «кубаньгазгеофизика»

Работу выполнил:
А.А. Бондаренко
Научный руководитель:
д-р техн. наук, профессор
C.И. Дембицкий

2.

Актуальность - применение ГИС при КРС повышает качество результатов
исследования техсостояния скважин, предупреждает аварийные ситуации, снижает
затраты на КРС.
Цель работы - изучение промыслово-геофизических методов при КРС на
ПФ “Кубаньгазгеофизика”.
Задачи:
Анализ геологического строения Западного Предкавказья
Изучение техники и методики ПГР при КРС
Проведение интерпретации материалов ГИС 5 скважин ЗКП
Усовершенствование методики интерпретации данных ПТС и МИД
Научная новизна:
Обосновано применение методов ГИС при КРС на ЗКП
Предложены усовершенствованные методики интерпретации данных ПТС и МИД
Практическая значимость:
Рассмотрены современные методики проведения ГИС при КРС
Проверены на практики методики исследований техсостояния ЭК и НКТ
Доказана эффективность предложенных методик интерпретации ПТС и МИД
Личный вклад автора
Публикации
2

3. Геологическая характеристика Западного Предкавказья

Рисунок 1 - Геология Западного Предкавказья
Физико-географический очерк
Тектоника

4.

Рисунок 2 - Литолого-стратиграфический разрез

5.

Рисунок 2 - Литолого-стратиграфический разрез

6. Комплексы, техника и методика геофизических работ при капитальном ремонте скважин

Рисунок 3 – Схема типовых конструкций скважин в ЗКП
1 - кондуктор; 2 - затрубная цементация; 3 - эксплуатационная колонна; 4 - подбашмачная
цементация; 5 - переходник; 6 - сальник; 7 - муфта с левой резьбой; 8 - техническая колона; 9 фильтровая колонна (фильтр); а-е - различные геологические условия; стрелкой указана высота
подъема подземных вод.

7. Комплексы, техника и методика геофизических работ при капитальном ремонте скважин

ГИС при КРС обеспечивает:
уточнение фактической конструкции скважины;
контроль технсостояния обсадной колонны и цементного кольца, выявление
негерметичности колонн, цемента, наличия заколонных и межколонных
перетоков;
информационное сопровождение КРС(определение вырезанных участков ЭК,
определение качества гравийной упаковки и др.);
технологические операции по установке разделительных мостов, пробок,
вторичному вскрытию и интенсификации притоков;
контроль техсостояния для выбора оптимального режима работы
технологического оборудования.
Задачи, решаемые геофизическими исследованиями КРС:
определение технического состояния эксплуатационной колонны;
определение качества цементирования эксплуатационных колонн;
определение положения технических элементов в скважине;
определение профилей притока;
ГИС в скважинах с высокими устьевыми давлениями и проведение ПВР.

8. Определение технического состояния эксплуатационной колонны и положения элементов в скважине

Рисунок 4 - Профилемер трубный скважинный ПТС-4
Рисунок 5 - Акустический телевизор АВК-42
Рисунок 6 - Гамма-плотномер-толщиномер скважинный СГДТ-НВ
Рисунок 7 –Магнито-импульсный дефектоскоп
Рисунок 8 – Аппаратура ДИНА

9.

Рисунок 10 - Применение МИД для анализа технического состояния НКТ

10. Определение качества цементирования эксплуатационных колонн

В ПФ "Кубаньгазгеофизика" для ОКЦ используются методики:
1. Интегральная акустическая цементометрия оценивает качество
цементирования на границах колонна-цемент и цемент-порода.
2. Сканирующая акустическая цементометрия обеспечивает круговую
сканирующую оценку качества цементирования по восьми секторам, что позволяет
точнее выделять наличие каналов в цементном камне
3. Гамма-гамма цементометрия применяется для обсадных колонн разных
диаметров (направлений, кондукторов, техколонн, колонн малого диаметра,
хвостовиков), определяет характер распределения цемента за колонной, высоту
подъема цементного кольца и характер распределения плотности.
4. Гамма-гамма дефектометрия-толщинометрия оценивает распределение
плотности цемента в скважине, определяет толщину обсадных труб, мест установки
центрирующих фонарей и муфтовых соединений.

11.

Рисунок 11 – Пример обработки интегральной акустической цементометрии

12.

Рисунок 14 – Пример обработки данных гамма-гамма дефектометрии-толщинометрии

13. Результаты промыслово-геофизических работ при капитальном ремонте скважин

Скважина №1 Черноерковское месторождение
Таблица 1 - Результаты интерпретации данных МИД в скважине №1
кровля,
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
м
2,5
3,1
13,6
25,9
38
49,9
62,2
73,8
85,7
97,7
подошв
толщин
а,
длина
а
трубки, экспл.,
м
м
мм
3,1
0,6
9
13,6
10,5
9,5
25,9
12,3
9,1
38
12,1
8,7
49,9
11,9
9,5
62,2
12,3
8,2
73,8
11,6
9,1
85,7
11,9
8,3
97,7
12
8,9
109,4
11,7
9,9
кровля,
№
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
м
109,4
121,4
133,3
145,5
157,5
169,6
181,6
193,8
205,9
218,1
подошв
толщин
а,
длина
а
трубки, экспл.,
м
м
мм
121,4
12
8,8
133,3
11,9
9
145,5
12,2
10,1
157,5
12
8,9
169,6
12,1
9,3
181,6
12
8
193,8
12,2
10,1
205,9
12,1
10
218,1
12,2
9,1
230,1
12
9,1
Таблица 2 - Результаты контактов цементколонна и цемент-порода
Качество
Мощность Статистика,
цементирования
(м)
%
Контакт цемент-колонна
Отсутствует
522,7
25
Плохой
534,4
25,6
Частичный
1034,2
49,5
Контакт цемент-порода
Неопределенный
554,6
26,5
Плохой
571,3
27,3
Сплошной
484,2
23,2
Частичный
481,2
23
Таблица 3 - Результаты интерпретации данных АКЦ в скважине №1
№
1
2
3
4
Кровля. м Подошва. М Мощность. М Контакт цемент-колонна Контакт цемент-порода
0
442,6
442,6
Отсутствует
Неопределенный
442,6
444,8
2,2
Плохой
Неопределенный
444,8
454,1
9,3
Отсутствует
Неопределенный
454,1
461,9
17,8
Плохой
Неопределенный

14.

Рисунок 15 – Сводный геофизический планшет по скважине №1

15.

Скважина №2 Песчаное месторождение
Таблица 4 – Результаты интерпретации данных МИД в скважине №2
Скважина №3 Западно-Морозовское месторождение
Таблица 5 – Результаты интерпретации данных МИД в скважине №3
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Эксплуатационная колонна
Подошва, Длина
Толщина
Подошва, Длина
Толщина
Кровля, м
м
трубки, м стенок, мм
№
Кровля, м
м
трубки, м стенок, мм
0
10,4
10,4
9,9
12
109,9
120,3
10,4
10,2
10,4
20,7
10,3
10,5
13
120,3
130,2
9,9
10,4
20,7
30,7
10
9,6
14
130,2
141,2
11
10
30,7
39,6
8,9
9,9
15
141,2
151,6
10,4
10,4
39,6
48,7
9,1
9,9
16
151,6
158,6
7
10,6
48,7
58,3
9,6
10,3
17
158,6
168,3
9,7
10,3
58,3
68,4
10,1
10,2
18
168,3
175,7
7,4
9,2
68,4
79,6
11,2
9,2
19
175,7
184,7
9
9,1
79,6
90,7
11,1
10
20
184,7
193,7
9
9,9
90,7
100,4
9,7
9,4
21
193,7
202,5
8,8
9,8
100,4
109,9
9,5
8,9
22
202,5
209,8
7,3
9,9
Насосно-компрессорная труба
Подошва, Длина
Толщина
Подошва, Длина Толщина,
Кровля, м
м
трубки, м стенок, мм
№
Кровля, м
м
трубки, м
мм
0
10,6
10,6
5,6
12
101
109,7
8,7
5,3
10,6
20,4
9,8
5,4
13
109,7
119,2
9,5
5,9
20,4
28,7
8,3
6,1
14
119,2
128
8,8
5,8
28,7
36
7,3
5,9
15
128
136,3
8,3
5,3
36
45,5
9,5
5,3
16
136,3
146,6
10,3
5,2
45,5
54,4
8,9
6,1
17
146,6
155,2
8,6
5
54,4
63,5
9,1
6
18
155,2
163,8
8,6
5,1
63,5
73,2
9,7
5,6
19
163,8
171,8
8
5,9
73,2
82,9
9,7
5,6
20
171,8
180,8
9
5,6
82,9
91,8
8,9
5,5
21
180,8
189,8
9
5,9
91,8
101
9,2
5,3
22
189,8
198,9
9,1
5,6

16.

Рисунок 16 – Сводный геофизический планшет по скважине №2
Рисунок 17 – Сводный геофизический планшет по скважине №3

17.

Скважина №4 Кочковато-Галицинское месторождение
Скважина №5 Сладковское месторождение
Таблица 6 - Результаты интерпретации данных МИД в скважине №4
Таблица 6 - Результаты интерпретации данных МИД в скважине №5
Эксплуатационная колонна
№
Длина
Толщина
Кровля, м Подошва, м трубки, м стенок, мм
1
0,2
11,9
2
11,9
3
21,2
4
№
Длина
Толщина
Кровля, м Подошва, м трубки, м стенок, мм
11,7
11,8
11
107,9
119,9
12
11,8
21,2
9,3
10,6
12
119,9
129,6
9,7
11,5
31,8
10,6
10,9
13
129,6
139,3
9,7
11,5
31,8
42,3
10,5
11,3
14
139,3
148,1
8,8
11,2
5
42,3
54,2
11,9
11,4
15
148,1
156,2
8,1
10,5
6
54,2
64,1
9,9
11,6
16
156,2
164,7
8,5
10,1
7
64,1
74,6
10,5
10,9
17
164,7
175,3
10,6
10
8
74,6
85,4
10,8
11
18
175,3
185,5
10,2
10,6
9
85,4
96
10,6
11,1
19
185,5
198
12,5
10,6
10
96
107,9
11,9
11,2
20
198
210,3
12,3
10,4
Насосно-компрессорная труба
№
Длина
Кровля, м Подошва, м трубки, м
Толщина,
мм
№
Длина
Кровля, м Подошва, м трубки, м
Толщина,
мм
1
0,4
10,4
10
6,7
13
96,5
105,9
9,4
6,3
2
10,4
19,3
8,9
6,3
14
105,9
115,5
9,6
6,7
3
19,3
27,5
8,2
6,7
15
115,5
124,6
9,1
6,5
4
27,5
36,3
8,8
6,7
16
124,6
131,1
6,5
6,7
5
36,3
43,7
7,4
5
17
131,1
139,8
8,7
6,5
6
43,7
49,1
5,4
5
18
139,8
149,4
9,6
6,5
7
49,1
58,5
9,4
6,3
19
149,4
157,2
7,8
5
8
58,5
65,7
7,2
6,6
20
157,2
166,1
8,9
5,6
9
65,7
72,3
6,6
6,4
21
166,1
174,3
8,2
5,7
10
72,3
81,1
8,8
6
22
174,3
183,9
9,6
6,1
11
81,1
89,9
8,8
6,6
23
183,9
191,4
7,5
6,7
12
89,9
96,5
6,6
6,5
24
191,4
200,7
9,3
6,4
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Эксплуатационная колонна
Подошва, Длина
Толщина
Подошва, Длина
Толщина
Кровля, м
м
трубки, м стенок, мм
№
Кровля, м
м
трубки, м стенок, мм
0
9,8
9,8
9,9
12
105,6
112,7
7,1
10,1
9,8
20,1
10,3
10
13
112,7
120,2
7,5
9,9
20,1
29,6
9,5
9,9
14
120,2
127,6
7,4
9,3
29,6
39,6
10
9,2
15
127,6
136,3
8,7
9,6
39,6
47,8
8,2
9,9
16
136,3
146,1
9,8
9,1
47,8
57,3
9,5
10,7
17
146,1
155,5
9,4
9,3
57,3
66,9
9,6
10,5
18
155,5
168
12,5
10
66,9
76,4
9,5
10,6
19
168
177,1
9,1
10,5
76,4
86
9,6
9,6
20
177,1
188,4
11,3
10,1
86
96,4
10,4
8,9
21
188,4
199,2
10,8
10,6
96,4
105,6
9,2
10,2
22
199,2
210,5
11,3
9,5
Насосно-компрессорная труба
Подошва, Длина
Толщина
Подошва, Длина Толщина,
Кровля, м
м
трубки, м стенок, мм
№
Кровля, м
м
трубки, м
мм
0
8,5
8,5
5,6
13
103,9
112,6
8,7
5,1
8,5
18,1
9,6
5,1
14
112,6
121,1
8,5
5,8
18,1
27,4
9,3
5,8
15
121,1
130,2
9,1
5,6
27,4
37,5
10,1
5,6
16
130,2
137,7
7,5
5,1
37,5
46,7
9,2
5,8
17
137,7
147
9,3
5,8
46,7
56,4
9,7
5,6
18
147
155,8
8,8
5,6
56,4
63,2
6,8
6,1
19
155,8
164,5
8,7
5,2
63,2
71,7
8,5
5,3
20
164,5
171,8
7,3
5,9
71,7
78,1
6,4
5,5
21
171,8
179,6
7,8
5,8
78,1
87,6
9,5
5,6
22
179,6
188,5
8,9
5,2
87,6
95,9
8,3
5,1
23
188,5
197,3
8,8
5,1
95,9
103,9
8
6
24
197,3
206,2
8,9
5,4

18.

Рисунок 18 – Сводный геофизический планшет по скважине №4
Рисунок 19 – Сводный геофизический планшет по скважине №5

19. Стандартные методики интерпретации ПТС и МИД

Интерпретация профилеметрии:
Рисунок 20 - Определение внутреннего диаметра для 4 (а) и
8 (б) рычаговых ПТС
AC, BD и AE, BF, CG, DH – соответственно, диаметры для 4и 8-рычагового ПТС.
Интерпретация магнито-импульсной дефектоскопии:
Дефектограммы рассчитываются по формуле:
(t ) i (t )
,
(t )
где i=1,..,N, N – число точек записи по глубине; i(t) – ЭДС вихревых токов как функция времени.
1 N
(t ) i (t )
N i 1
Di (t )
Параметр Di(t) характеризует потерю металла на i-той глубине. Ранние времена характеризуют
потерю металла в первой колонне, поздние - во второй.

20. Усовершенствование методики интерпретации данных профилеметрии

Рисунок 21 - Определение внутреннего диаметра труб для 4 (а) и 8 (б) рычагового ПТС
а
Определение искомого диаметра труб производится:
1. Вычисляется среднее арифметическое значения Dср1
по величинам отклонения двух групп измерительных рычагов (по
четыре в каждой) по формуле (1) для каждой из групп (рисунок
21, а);
2. Вычисляется среднее арифметическое значения Dср2
по величинам отклонения 8 групп из трех измерительных
рычагов каждая (рисунок 21, б) по формулам (2) – (9) для 8
радиусов;
3. По Dср1 и Dср2 вычисляется их среднее
б
арифметическое Dср3.
(1)
(6)
(2)
(7)
(3)
(8)
(4)
(9)
(5)
(10)

21.

Таблица 6 – Оценка качества предложенной методики
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
стандартная
методика
кровля, подошва, средний диаметр, погрешность σ,
м
м
мм
%
2,5
3,1
133,72
5,29
3,1
13,6
121,79
4,1
13,6
25,9
121,17
4,59
25,9
38
135,36
6,58
38
49,9
141,96
11,77
49,9
62,2
116,52
8,25
62,2
73,8
123,4
2,83
73,8
85,7
136,93
7,81
85,7
97,7
116,75
8,07
97,7
109,4
134,41
5,83
109,4
121,4
116,79
8,03
121,4
133,3
135,94
7,03
133,3
145,5
118,61
6,6
145,5
157,5
139,45
9,8
157,5
169,6
120,9
4,8
169,6
181,6
136
7,08
181,6
193,8
116,3
8,42
193,8
205,9
136,64
7,59
205,9
218,1
138,89
9,36
Абсолютная погрешность σабс, %
7,09
усовершенствованная
методика
средний
диаметр, мм погрешность σ, %
130,12
2,45
123,59
2,68
124,06
2,31
130,58
2,81
130,45
2,71
123,29
2,92
123,29
2,92
129,96
2,33
124,26
2,15
130,77
2,96
123,86
2,47
130,41
2,68
123,78
2,53
130,49
2,74
124,23
2,18
129,92
2,29
124,25
2,16
130,58
2,81
130,37
2,65
2,58

22. Усовершенствование методики интерпретации данных МИД

Рисунок 22 – Зависимость ЭДС от электропроводности металла
Рисунок 23 – Зависимость ЭДС от от магнитной проницаемости металла

23.

Таблица 7 – Оценка качества предложенной методики в скважине №1
№
стандартная
методика
кровля, подошва толщина, погрешность
м
м
мм
σ, %
1
2,5
3,1
9
2
3,1
13,6
9,5
3
13,6
25,9
9,1
4
25,9
38
8,7
5
38
49,9
9,5
6
49,9
62,2
8,2
7
62,2
73,8
9,1
8
73,8
85,7
8,3
9
85,7
97,7
8,9
10
97,7
109,4
9,9
11
109,4 121,4
8,8
12
121,4 133,3
9
13
133,3 145,5
10,1
14
145,5 157,5
8,9
15
157,5 169,6
9,3
16
169,6 181,6
8
17
181,6 193,8
10,1
18
193,8 205,9
10
19
205,9 218,1
9,1
Абсолютная погрешность σабс, %
5,29
4,1
4,59
6,58
7,77
7,25
3,81
7,81
7,07
5,83
7,03
7,03
6,4
7,14
4,8
7,08
7,1
7,09
7,1
6,51
усовершенствованая
методика
толщина, погрешность
мм
σ, %
9,51
9,72
9,31
9,17
9,86
8,78
9,67
8,48
9,27
10,45
8,99
9,22
10,39
9,29
9,6
8,58
10,5
10,43
9,62
2,45
2,68
2,31
2,81
2,71
2,92
2,92
2,33
2,15
2,96
2,47
2,68
2,53
2,74
2,18
2,29
2,16
2,81
2,65
2,43
Таблица 8 – Оценка качества предложенной методики в скважине №3
№
стандартная
усовершенствованая
методика
методика
кровля, подошва толщина, погрешность толщина, погрешность
м
м
мм
σ, %
мм
σ, %
Эксплуатационная колонна
1
0
10,4
9,9
6,5
2
10,4
20,7
10,5
6,7
3
20,7
30,7
9,6
6,63
4
30,7
39,6
9,9
6,14
5
39,6
48,7
9,9
6,28
6
48,7
58,3
10,3
5,73
7
58,3
68,4
10,2
6,24
8
68,4
79,6
9,2
6,3
9
79,6
90,7
10
6,82
10
90,7
100,4
9,4
6,29
Абсолютная погрешность σабс, %
6,37
Насосно-компрессорная труба
1
0
10,6
5,6
7,14
2
10,6
20,4
5,4
6,28
3
20,4
28,7
6,1
5,73
4
28,7
36
5,9
5,24
5
36
45,5
5,3
6,3
6
45,5
54,4
6,1
5,78
7
54,4
63,5
6
5,79
8
63,5
73,2
5,6
6,27
9
73,2
82,9
5,6
6,72
10
82,9
91,8
5,5
6,5
Абсолютная погрешность σабс, %
6,29
9,29
9,84
9
9,32
9,31
9,74
9,6
8,65
9,36
8,84
2,82
2,33
2,15
2,73
2,45
2,68
2,53
2,74
2,68
2,29
2,61
5,94
5,73
6,44
6,26
5,56
6,45
6,4
5,95
5,97
5,85
2,45
2,9
2,53
2,74
2,68
2,29
2,31
2,42
2,33
2,8
2,52

24. Заключение

1.
Представлена геологическая характеристика Западного Предкавказья,
включающая в себя тектонику, нефтегазоносность, а также гидрогеологическую,
литолого-фациальную и стратиграфическую характеристики;
2. Выполнен обзор типовых конструкций нефтегазовых скважин при бурении и
освоении, характерных для Западно-Кубанского прогиба;
3. Приведена подробная характеристика техники и методики промысловогеофизических исследований, применяемых при капитальном ремонте
нефтегазовых скважин;
4. Выполнена самостоятельная комплексная интерпретация данных оценки
технического состояния методами ГИС пяти скважин месторождений Западного
Предкавказья;
5. Предложены усовершенствованные методики интерпретации данных
профилеметрии и магнито-импульсной дефектоскопии, осуществлена оценка
технического состояния методами ГИС по пяти скважинам и доказана их высокая
эффективность.