Современный подход к технической диагностике целостности скважин ПХГ
Доклад
Современный подход к технической диагностике целостности скважин ПХГ
Введение
скважина целостность технический
Длительная эксплуатация скважин ПХГ в условиях циклических нагрузок неизбежно приводит к старению подземного и устьевого оборудования. В связи с этим для управления целостностью скважины и обеспечения промышленной безопасности необходимо своевременное получение информации о текущем техническом состоянии скважины, наличии повреждений в ее конструктивных элементах. Получение этой информации обеспечивает обслуживание и ремонт скважины «по техническому состоянию» и направлено на решение следующих задач:
предупреждение аварийного выхода скважины из эксплуатации, снижение числа аварий и отказов;
своевременное выявление и восстановление неисправных элементов скважины, подземного и устьевого оборудования;
обоснование технологических режимов эксплуатации скважины;
своевременное выявление и ликвидация причин отклонений от заданных режимов эксплуатации скважины;
снижение затрат на содержание скважины путем оптимизации расходов на регламентированное обслуживание, техническое диагностирование (ТД) и ремонтные работы.
ТД скважин с использованием геофизических методов традиционно проводится по технологии, требующей остановки и глушения скважин, что приводит к существенным материальным и экономическим потерям от простоя, а также не позволяет проследить развитие негативных динамических процессов в заколонном пространстве (ЗКП).
В настоящее время в ОАО «Газпром» разработана и применяется новая современная технология оценки целостности скважин, не требующая их вывода из эксплуатации, независимо от состава флюида, заполняющего скважину.
Данная технология основана на применении компьютеризированных комплексов и цифровых многоканальных геофизических приборов, что позволяет решать задачи по определению участков повреждений и негерметичности скважин с указанием мест утечки газа, а также интервала перетока газа.
1. Целостность скважин и параметры ее определения
Целостность скважины определяется комплексом параметров технического со - стояния ее конструктивных элементов:
эксплуатационной колонны: толщиной стенок и степенью их износа, овальностью труб, герметичностью резьбовых соединений, наличием и положением локальных повреждений;
ЗКП: наличием дефектов цементного кольца, характером контактов «цементный камень - колонна» и «цементный камень - порода», наличием и величиной межколонных давлений (МКД), интенсивностью межколонных газопроявлений, наличием и положением интервалов заколонных межпластовых перетоков флюидов, наличием приустьевой воронки, просадок, грифонов, загазованности почвы и прилегающих водоемов;
призабойного участка скважины в зоне продуктивного пласта: наличием и полож нием интервалов перфорации, фильтров, открытого ствола, жидкостных и песчано - глинистых пробок;
подземного оборудования: наличием и величиной затрубного давления;
насосно-компрессорных труб (НКТ): толщиной стенок и степенью их износа, наличием и положением газогидратных пробок;
устьевого оборудования: толщиной стенок труб и степенью их износа, наличием и положением локальных повреждений, герметичностью фланцевых и резьбовых соединений, уплотнений; наличием трещин, дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации. При этом признаками исправного технического состояния скважины являются следующие параметры:
отсутствие или наличие в допустимых пределах отклонений параметров геометрической формы колонны (овальность, износ и др.);
возможность свободного спуска в скважину необходимого подземного оборудования и геофизических приборов;
отсутствие сквозных нарушений (трещин и разрывов) эксплуатационной колонны;
герметичность обсадных колонн, НКТ, их резьбовых соединений;
отсутствие или наличие в допустимых пределах МКД, не связанных с потерей герметичности уплотнений устьевого оборудования, эксплуатационной колонны и миграцией флюида из продуктивного пласта по ЗКП;
герметичность устьевого оборудования и его обвязки;
герметичность подземного оборудования (пакер и клапан-отсекатель);
герметичность ЗКП (отсутствие межпластовых перетоков флюидов);
эксплуатационная колонна удовлетворяет условиям прочности на избыточное внутреннее и наружное давления с учетом максимальной погрешности приборов, что позволяет эксплуатировать скважину с максимальным рабочим давлением на устье в период закачки газа и минимальным рабочим давлением в конце периода отбора газа;
отсутствие на забое скважины посторонних предметов и песчано-глинистых пробок (фильтровая зона скважины обеспечивает возможность свободного прохода глубинных приборов);
отсутствие на устье приустьевой воронки и загрязнений почвы в приустьевой зоне.
2. Причины нарушения целостности скважин ПХГ
На целостность и остаточный ресурс скважин ПХГ оказывает влияние ряд технико-технологических и геологических факторов.
В процессе циклической эксплуатации скважин ПХГ создаются многократные перепады рабочего давления и температуры в призабойном участке и на устье скважины за каждый цикл «закачка - отбор». Изменения термобарических параметров влекут за собой соответствующие изменения напряженного состояния обсадных колонн и цементного камня, что приводит к нарушению целостности скважины. Данное нарушение выражается в образовании зазоров между цементным кольцом и эксплуатационной колонной, в разгерметизации резьбовых соединений труб.
О снижении качества сцепления цементного камня с колонной свидетельствуют результаты лабораторных и промысловых исследований скважин. По результатам проведенного испытания установлено:
при опрессовке внутренним избыточным давлением образуются, помимо кольцевого зазора по границе «цемент - металл», радиальные сквозные трещины, секущие цементный камень по всей его высоте;
ширина радиальных трещин многократно превышает кольцевой зазор между цементным камнем и трубой, что обусловливает увеличение коэффициента газопроницаемости в несколько раз;
многоцикловое нагружение обсадной колонны внутренним давлением приводит к увеличению величины газопроницаемости цементного кольца, что свидетельствует о развитии в нем дефектов усталостного характера.
Образованию трещин и каналов в цементном камне способствует также механическое воздействие на эксплуатационную колонну и цементное кольцо, оказываемое при проведении различных технологических операций, включая перфорацию и повторное гидравлическое испытание (опрессовку) при капитальном ремонте скважины (КРС). В свою очередь, негерметичность цементного камня, а также резьбовых соединений может привести к миграции флюидов в ЗКП и формированию МКД. В сочетании с коррозией металла и старением цементного камня это приводит к частичной утрате работоспособности скважины.
Помимо диапазона изменения рабочего давления за цикл «закачка - отбор» на техническое состояние скважины влияют и другие технико-технологические показатели:
искривление ствола скважины при бурении;
недостижение проектной высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной;
поступление минерализованной пластовой воды в призабойный участок скважины;
наличие в продукции коррозионноагрессивных компонентов (углекислота, сероводород);
наличие абразивных продуктов разрушения пласта (песка) в составе выносимого из скважины газа;
число цикловых нагружений на скважину за период эксплуатации. На целостность (устойчивость) обсадной колонны влияют также следующие факторы:
физико-механические и деформационно-прочностные свойства горных пород (предел текучести, предел прочности на сдвиг);
тектонические условия залегания пород (угол напластования, трещиноватость, перемятость);
величина бокового горного давления;
флюидонасыщенность пород и величина пластового давления.
3. Признаки нарушения целостности скважин
Признаками нарушения целостности скважины являются:
прекращение (полное или частичное) выполнения заданных функций;
возникновение процессов, препятствующих функционированию скважины;
закритические дефекты и разрушение конструктивных элементов скважины;
негерметичность крепи скважины, сопровождаемая межпластовыми перетоками, образованием техногенных залежей, грифонов;
негерметичность устьевого оборудования скважины, не ликвидируемая методами технического обслуживания и текущего ремонта;
МКД, превосходящие допустимые давления, установленные в действующих нормативных документах;
негерметичность затрубного пространства из-за негерметичности НКТ и (или) пакера. Исходя из опыта технического диагностирования (ТД), вышеуказанные несоответствия могут проявляться в следующих видах дефектов:
сквозные дефекты колонн, включая трещины, абразивный износ труб, сквозное корродирование и обрыв колонны (основными параметрами этих дефектов являются их геометрические размеры и местоположение);
несквозные дефекты колонн: коррозия наружной и внутренней поверхности труб, абразивный износ труб, смятие колонны, овальность колонны, осевые деформации (изгиб) колонны (основные параметры этих дефектов - их геометрические раз - меры и местоположение, а также толщина стенки трубы);
дефекты ЗКП: отсутствие цементного кольца, неравномерное распределение цементного камня, отсутствие сцепления «колонна - цемент - порода», трещины и каналы в цементном камне (основные параметры этих дефектов - геометрические размеры и объем пустот, величина зазоров, раскрытость трещин и их местоположение, наличие МКД);
дефекты забойного оборудования, включая разрыв фильтра, абразивный износ фильтра, засорение фильтра, повреждение и негерметичность пакера (основными параметрами дефектов являются их геометрические размеры и местоположение);
дефекты устьевого оборудования, включая трещины всех видов и направлений, вмятины, сколы, коррозию поверхности труб, абразивный износ труб, повреждение и негерметичность фланцевых и резьбовых соединений, уплотнений, непровары, несплавления сварных соединений (основные параметры этих дефектов - их геометрические размеры и местоположение, отрицательные результаты опрессовки уплотнений, а также толщина стенки трубы).
4. Техническая диагностика - одна из составляющих управления целостностью скважины
Получение достоверной информации о текущем техническом состоянии скважины обеспечивается ТД в рамках экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ), результаты которой служат основой для принятия взвешенных решений по продлению срока безопасной эксплуатации, необходимости ремонта, консервации или ликвидации.
Сроки и периодичность ТД зависят от вида, назначения и содержания диагностики и определяются регламентирующими документами. ТД скважин выполняется:
по достижении срока, установленного нормативной, проектной, эксплуатационной документацией на оборудование, независимо от технического состояния скважины;
по результатам экспертных заключений;
при реконструкции скважины, сложного капитального ремонта или ремонта по устранению дефектов, выявленных в процессе предыдущего ТД;
при возникновении других обстоятельств, способных повлиять на безопасную эксплуатацию скважины.
5. Методы диагностики целостности скважин
В рамках ЭПБ, проводимой ООО «Газпромэнергодиагностика», выполняется комплекс геофизических и устьевых газодинамических исследований (ГИС) скважин, назначаемый в зависимости от решаемых задач ТД.
Проведению ГИС предшествует подготовительный этап, включающий:
анализ проектной и исполнительской документации по строительству скважины;
изучение технической документации и реальных условий эксплуатации;
определение наличия МКД и затрубного давления, динамики их изменения за время эксплуатации скважины;
определение расхода и химического состава флюидов из межколонного пространства и динамики их изменения за время эксплуатации скважины;
испытание уплотнений устьевого оборудования на герметичность;
разработку программы проведения ГИС.
Работы по оперативному ТД скважин проводятся в газовой среде под давлением через НКТ и включают:
магнитоимпульсную дефектоскопию (МИД) для определения толщин стенок эксплуатационной колонны и НКТ, их дефектов, оценки положения муфтовых соединений и качества свинчивания труб в муфтах, определения положения других конструктивных элементов, в том числе забойного оборудования, интервалов перфорации;
высокочувствительную термометрию для определения мест негерметичности эксплуатационной колонны, выявления интервалов поглощения или притока флюида;
радиоактивный каротаж (гамма-метод и нейтронный гамма-метод) для выявления скоплений газа за эксплуатационной колонной;
локацию муфт для определения положений муфтовых соединений колонн, точной привязки показаний других приборов к по-ложению муфт, уточнения глубины спуска НКТ, уточнения текущего забоя скважины;
влагометрию для определения плотности флюида, заполняющего ствол скважины;
барометрию для определения гидростатического давления по стволу скважины;
шумометрию для определения мест негерметичности скважины;
спектрометрический нейтронный гаммакаротаж (СНГК) для определения качества цементирования эксплуатационной колонны;
устьевые газодинамические исследования (ГДИ) для выявления причин МКД;
хроматографию для определения химического состава межколонного флюида;
расчет коэффициентов запаса прочности эксплуатационной колонны на избыточное внутреннее и наружное давления;
оценку остаточного ресурса эксплуатационной колонны с учетом прогнозируемой скорости коррозионного износа труб.
В комплекс геофизических приборов, применяемый ООО «Газпромэнергодиагностика» для оперативного ТД скважин, входят магнитоимпульсный дефектоскоп, многоканальный прибор газодинамического каротажа, прибор радиоактивного каротажа, аппаратура СНГК.
Использование данного комплекса дает возможность совмещать дефектоскопию колонн с возможностью азимутального сканирования колонн (по секторам) и многоканальных приборов газодинамического и радиоактивного каротажа для исследования динамических процессов в ЗКП.
Как известно, определение причин возникновения МКД в заглушенной скважине традиционными методами ГИС затруднено вследствие изоляции продуктивной зоны пласта, что не позволяет проследить развитие негативных динамических процессов и тем самым решить поставленную задачу. В частности, при исследованиях в заглушенной скважине значительно снижается или полностью исчезает информативность термограмм. В связи с вышесказанным работы проводятся без глушения скважины. На этапе ГИС в газовой среде оценивается герметичность первой (внутренней) колонны и выявляется движение газа за второй колонной. При различии трубного и затрубного давлений представляется возможным оценить герметичность муфтовых соединений первой колонны, что фиксируется методами термометрии, шумометрии и барометрии. При наличии МКД проводятся ГДИ, позволяющие оценить герметичность эксплуатационной колонны, как правило, в три этапа:
) фоновый замер в статическом режиме при закрытом межколонном пространстве;
) замер в динамическом режиме при стравливании газа из межколонного пространства;
) замер в динамическом режиме в процессе восстановления МКД при закрытом межколонном пространстве.
В настоящее время оценка технического состояния скважин проводится с использованием сканирующего магнитоимпульсного дефектоскопа - толщиномера, включаю - щего два осевых и от четырех до восьми радиальных зондов с временным разделением сигнала от исследуемых колонн, что позволяет существенно повысить достоверность оценки технического состояния НКТ, эксплуатационной колонны, интервала перфорации и скважинных фильтров.
Качество цементирования ЗКП оценивается по комплексу спектрометрических измерений гамма-каротажа и ядерно-геофизических методов. Применение этих методов позволяет:
оценивать качество цементирования обсадных колонн с выделением пустот и полостей в цементном камне и характера их заполнения;
выявлять каверны в прискважинной зоне и определять их радиусы размером от 50 до 500 мм;
выделять зоны техногенного скопления газа в ЗКП.
В случае выявления дефектов и глушения скважины для проведения ремонтно-изоляционных работ проводятся расширенные исследования, которые могут включать:
трубную профилеметрию для получения профиля эксплуатационной колонны, уточнения нарушений сплошности, овальности и смятий колонны;
акустическую цементометрию для оценки качества сцепления цементного камня с колонной и породой;
другие детальные исследования по необходимости.
Заключение
В заключение можно сказать, что основным преимуществом новой технологии является использование магнитоимпульсной дефектоскопии совместно с газодинамическим и радиоактивным каротажем для оперативного профилактического обследования работающих скважин без вывода их из эксплуатации в целях выявления зарождающихся дефектов колонн, путей миграции флюидов и установления тенденции в развитии негативных динамических процессов в ЗКП.
Проведение диагностических работ в рабочей скважине без глушения имеет не только технические, но и другие преимущества, включая экономические. Это достигается за счет исключения ряда дорогостоящих и продолжительных по времени операций, включая глушение скважины, монтаж и демонтаж станка, извлечение подземного оборудования, подготовку ствола скважины к дефектоскопии, освоение скважины. Кроме того, глушение скважины может негативно повлиять на свойства пласта-коллектора вследствие поглощения жидкости глушения, кольматации продуктивного пласта с ухудшением его проницаемости и т.д. Как следствие, требуются дополнительные затраты на освоение скважины, интенсификацию притока. При этом в некоторых случаях наблюдается существенная потеря продуктивности скважины.
Если в процессе диагностических работ с применением методов ГИС в газовой среде под давлением выявлены нарушения технического состояния скважины (нарушение герметичности эксплуатационной колонны; критическое снижение толщины ее стенки; скопления газа за колонной и его перетоки, являющиеся причиной МКД), то эти результаты в комплексе с промыс - ловыми данными являются обоснованием для дополнительного (расширенного) исследования скважины и проведения КРС. В связи со старением и увеличением вероятности разгерметизации скважины повышается значимость достоверного рас - чета остаточной прочности и остаточного ресурса скважин. В то же время количественная оценка срока безопасной эксплуатации скважин является наиболее уязвимым звеном в системе надежности ПХГ и требует значительных финансовых и материальных затрат на комплексное диагностическое обследование
Преимуществами рассмотренной современной технологии оценки целостности газовых скважин являются:
проведение работ в незаглушенной скважине (без вывода из эксплуатации, через НКТ);
проведение работ в газовой среде под давлением (без специальной подготовки скважины, при работе через лубрикатор);
одновременная дефектоскопия и толщинометрия двух колонн (НКТ и эксплуатационной колонны);
возможность изучения причин возникновения заколонных перетоков;
значительное сокращение времени проведения работ и снижение стоимости оценки технического состояния скважины;
предохранение продуктивного пласта от негативного воздействия при глушении и освоении скважины.
Применение данной технологии обеспечивает долговременную безопасную эксплуатацию газовых скважин и своевременное решение задач текущего обслуживания, ТД, планирования и проведения ремонтных работ.
Список литературы
скважина целостность технический
1. Будзуляк Б.В., Егурцов С.А. Новые подходы к обеспечению надежной и экологически безопас - ной эксплуатации технологических объектов ПХГ // Диагностика оборудования и трубопроводов. - М.: ИРЦ Газпром, 2004. - №1. - С. 25-41.
. Шамшин В.И., Дубенко В.Е., Свинцицкий С.Б., Федорова Н.Г. Техническое диагностирование скважин подземных хранилищ газа // Газовая промышленность. - 2008. - №3. - С. 63-65.
. Р Газпром 2-3.5-536-2011. Оценка технического состояния скважин подземных хранилищ газа при продлении срока безопасной эксплуатации. - М.: Газпром экспо, 2011.
. Хан С.А. Методический подход к экспертной оценке технического состояния скважин на подземных хранилищах газа (при проведении экспертизы промышленной безопасности)