Контроль технического состояния обсадной колонны методом электромагнитной дефектоскопии

Верейский горизонт C2vr делится на две пачки: нижнюю – карбонатную и верхнюю – терригенную. Известняки светло-серые, серые, органогенные, участками трещиноватые. Песчаники и алевролиты темно-серые, серовато-зеленые, красноватые, с растительным детритом. Мощность горизонта 36–53м.

Каширский горизонт C2ks слагается известняками и доломитами. В подошве горизонта отмечаются прослои терригенных пород небольшой мощности. Известняки серые, биоморфные и органогенно-обломочные, нередко доломитизированные, перекристаллизованные, массивные. Доломиты светло-серые, тонко и разнозернистые, участками известковистые. Мощность горизонта 40– 60м.

Подольский горизонт C2pd слагается известняками и доломитами. Известняки биоморфные, серые и светло-серые, массивные. Мощность горизонта 83–100м.

Отложения мячковского горизонта C2mс представлены известняками органогенно-обломочными, биоморфными, светло-серыми и серыми, битуминозными и доломитами тонкозернистыми, серыми и желтовато-серыми, окремнелыми, трещиноватыми. Мощность горизонта 80–105м.

Отдел верхнего карбона представлен гжельским и оренбургским ярусами. Отложения гжельского яруса C3g представлены известняками биоморфными, мелкозернистыми, желтовато-серыми и светло-серыми, часто перекристаллизованными и доломитами тонкозернистыми, прослоями известковистыми, желтовато-серыми и светло-серыми, нередко кавернозными. Мощность яруса 120– 145м. Оренбургский ярус C3o слагается известняками преимущественно органогенно-обломочными, светло-серыми, почти белыми и доломитами желтовато-серыми и буровато-серыми, часто реликтово-органогенными. Мощность яруса 40–46м.

В пределах Ромашкинского месторождения пермская система представлена двумя отделами: нижним (ассельский P1a, сакмарский P1s, артинский P1ar и кунгурский P1kg ярусы) и верхним (уфимский P2u, казанский P2kz, татарский P2t ярусы).

Ассельский ярус P1a представлен трех или четырехкратным переслаиванием глинистых известняков и доломитов. Мощность 50–65м. Сакмарский ярус P1s подразделяется на тастубский и стерлитамакский горизонты. Мощность яруса доходит до 130м. Отложения сакмарского яруса P1s повсеместно представлены известняками и доломитами серыми и темно-серыми, трещиноватыми и загипсованными.

Артинский ярус P1ar подразделяется: на нижнеартинский и верхне-артинский подъярусы, сложен глинисто-карбонатными, сульфатно-карбонатными и карбонатно-сульфатными породами. Известняки белые и серые, брекчеевидные и кавернозные. Глины красновато-коричневатые, известковистые, тонкослоистые. Общая мощность артинского яруса доходит до 75м.

Отложения кунгурского яруса P1kg выделены лишь на севере Ромашкинского месторождения. Сложен он глинами зелеными, доломитами серыми, плотными, кавернозными. Мощность кунгурского яруса 0–50м. Нижняя часть уфимского яруса верхнего отдела (соликамский горизонт) представлена карбонатными породами с прослоями терригенных. Верхняя часть (шешминский горизонт) сложена красноцветными, песчано-глинистыми породами с прослоями карбонатных пород. Мощность яруса колеблется от 60 до 100м.

В образованиях казанского яруса P2kz выделяются нижний и верхний подъярусы. Нижнеказанский  подъярус сложен в нижней части глинами светло-серыми, известковистыми, алевритистыми с редкими прослоями песчаников, в средней части – песчаниками зеленовато-серыми, мелкозернистыми, глинистыми и в верхней части – органогенными известняками, мергелями и серыми глинами. Мощность отложений 20–30м.

Верхнеказанский подъярус P2kz2 представлен пачкой пестроокрашенных комковатых глин и известковистых мелкозернистых песчаников. В верхней части преобладают песчаники с прослоями глин, мергелей. Мощность отложений 100м.

Отложения татарского яруса P2t в пределах Ромашкинского месторождения сохранились лишь на повышенных участках. Представлены они переслаиванием красноцветных глин и песчаников с линзами конгломератов и прослоями известняков и мергелей. Мощность отложений изменяется от 0 до 60м.

Четвертичные отложения распространены повсеместно и образуют элювиально-делювиальные чехлы водоразделов и их склонов, представлены буровато-коричневыми известковистыми суглинками. В долинах рек развиты аллювиальные отложения, представленные серо-желтыми суглинками с прослоями щебня, песка и гальки. Мощность четвертичных отложений 20м.

 

1.1.5 Нефтегазоностность

В процессе геологической съемки, бурение структурно-поисковых, разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на территории Ромашкинского месторождения к 1980г. было выявлено более 200 залежей и установлена нефтеносность 14 горизонтов. В том числе на рассматриваемых площадях Шугуровско-Куакбашской зоны доказано наличие промышленных скоплений нефти в терригенно-карбонатных коллекторах турнейского яруса, бобриковского горизонта, серпуховского, башкирского ярусов и верейского горизонта – отложений нижнего и среднего карбона.

В нижне- и среднекаменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения самые крупные залежи открыты в его юго-западной части на наиболее приподнятой части Миннибаевской террасы – Куакбашско-Шугуровской структуре, вытянутой в меридиональном направлении. Нефтепроявления в этом районе приурочены, в основном, к отложениям серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона, которые отличаются чрезвычайной неоднородностью и невыдержанностью по площади и по разрезу.

Промышленная нефтеносность этих отложений (в объеме протвинского горизонта) впервые доказана в 1943г. на Шугуровском месторождении. В дальнейшем его продуктивность получила подтверждение на Ойкинском и, в основном, Шугуровско-Куакбашском поднятии.

До 1981г на залежи 303 пробурено 34 скважины на серпуховские отложения, в том числе 11 совместно с продуктивным башкирским ярусом. В 21 скважине получили притоки нефти с дебитом от 0,1 до 30 т/сут, в 10 – нефть с водой и в 3 скважинах – воду. Имелись скважины, которые довольно стабильно работали в течение нескольких лет, что подтвердило наличие в серпуховских отложениях промышленных скоплений нефти. Продуктивная часть разреза на 303 залежи в основном представлена двумя пористо-трещиноватыми интервалами (пластами). Обладая довольно хорошими коллекторскими свойствами, они образуют единый природный резервуар, приподнятая часть которого представляет собой ловушку, где сформировались скопления нефти массивного типа.

В башкирском ярусе в настоящее время уже доказана региональная нефтеносность не только в пределах рассматриваемой юго-западной части Ромашкинского месторождения, но и на многих других площадях Татарстана. Промышленная разработка залежи башкирского яруса ведется на месторождениях западного склона Южного купола. В плане залежь 302 совпадает с залежью 303 серпуховского возраста и также контролируемая крупной брахиантиклинальной структурой северо-восточного простирания – Шугуровско-Куакбашским валом.

   

 

 

 

1.2 Методы ГИС применяемые для контроля технического

состояния обсадной колонны

 

Эксплуатационная надежность и экологическая безопасность скважины как сложного инженерного сооружения во многом определяется техническим состоянием обсадных колонн, являющихся основным элементом крепи. Повреждения обсадных колонн являются причинами различных осложнений, предопределяют межколонные проявления и межпластовые перетоки, загрязнение недр, источников водоснабжения и окружающей среды, а при определенных условиях могут приводить к открытым фонтанам, грифонам и другим аварийным ситуациям.

Скрытые дефекты труб часто образуются и в процессе проведения погрузочно-разгрузочных операций и транспортировки их на буровую. Последнее обуславливает необходимость проведения в ответственных случаях дефектоскопии обсадных труб до и после их спуска в скважину.

При эксплуатации скважин повреждения обсадных колонн могут происходить из-за механических напряжений, образующихся в разных частях обсадных труб при воздействии внутреннего давления при опрессовках, нагнетании в пласт жидкости и гидравлическом разрыве пласта из-за изменения теплового режима скважин, снижения пластового давления, разрушения призабойной зоны.

Таким образом, оказывается необходимым осуществлять мониторинг на протяжении всей "жизни" скважин как при строительстве, так и при их эксплуатации путем проведения комплексных геофизических исследований в следующей последовательности и направлениях.

Метод рассеянного гамма-излучения. Для контроля состояния обсадных колонн широко применяют метод, основанный на регистрации рассеяного гамма-излучения. В скважинном приборе, предназначенном для проведения этих исследований, гамма-гамма-толщиномер в качестве источника мягкого гамма излучения использует изотоп тулий-170, энергия гамма-излучения которого порядка 100 кэВ. Размер зонда, т. е. расстояние от источника до индикатора, менее 10см. Метод рассеянного гамма-излучения осуществляется комплексным прибором дефектомером-толщиномером СГДТ-2. Этот прибор позволяет: измерять толщину стенок обсадной колонны; определять местоположение муфт, пакеров, центрирующих фонарей; выявлять дефекты в обсадных трубах, образовавшиеся в результате механического воздействия или коррозии.

Рис. 1.1 – Пример определения технического состояния обсадных колонн по гамма-гамма-толщинограмме (а), по кривой локатора муфт (б)

 

Примеры интерпретации толщинограмм приведены на рисунке 1.1. На диаграмме четко выделяются соединительные муфты колонны 1, места установок центрирующих фонарей 2, разрывы колонны 3, которые могут быть приурочены к интервалам перфорации 5, участки коррозийного износа 4.

Толщиномер целесообразно комплексировать с приборами, позволяющими измерять внутренний диаметр труб: профилемером, микрокаверномером.

Трубная профилеметрия. Трубная профилеметрия основана на непрерывной одновременной регистрации нескольких (не менее 8) радиусов (диаметров) обсадных колонн. Применяют для определения внутреннего диаметра, овальности и смятий обсадных труб, обрывов и рассоединения их по муфтам.

Ограничения измерений связаны с влиянием загрязнения внутренней поверхности труб и эксцентричным положением скважинного прибора в наклонных скважинах.

Трубчатый профилемер ПТС снабжен двенадцатью измерительными рычагами. Профиль определяется парой рычагов, расположенных в одной плоскости и перемещающихся независимо от других пар. Прибор центрируется в скважине. Перемещение каждой пары рычагов связано с отдельным реостатом. Для преобразования механических перемещений в электрические реостаты от общего генератора питаются переменным током частотой 20кГц. Для одновременной регистрации шести измеряемых параметров по жиле кабеля используют временную импульсную телеизмерительную систему с амплитудной модуляцией. Прибор рассчитан для работы с трехжильным кабелем и восьмиканальным регистратором. Максимальная рабочая температура 120оС; давление до 8 . 107 Па; диаметр измеряемых колонн 190–300 мм; погрешность измерения ± 1,5мм.

Измерения, выполненные трубчатым профилемером, позволяют выявить эксцентриситет обсадной колонны, обусловленный неравномерным сжатием, выделить интервалы на внутренней поверхности колонны, нарушенные коррозией.

Интервалы более детальных исследований выбирают:

- по признаку существенного  различия радиусов, измеренных при  общих исследованиях;

- в местах повышенной  интенсивности искривления скважин;

- в интервалах затяжек  и посадок бурильного инструмента;

- в участках разреза, сложенных  высокопластичными породами долями, глинами и др.

Скорость каротажа – не более 400м/ч, шаг записи по глубине – не более 0,05м.

Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия. Основаны на изучении характеристик вихревого электромагнитного поля, возбуждаемого в обсадной колонне генераторной катушкой прибора (физическую сущность и описание работы прибора рассмотрим в главах ниже).

Задачами исследований являются:

- выявление местоположения  башмака и муфт обсадной колонны (кондуктора, технической), размещенной  за колонной, в которой ведут  исследования;

- определение толщины  стенок обсадных труб;

- выявление положения  и размеров продольных и поперечных  дефектов, смятий и разрывов отдельных труб;

- оценка положения муфтовых  соединений и качества свинчивания  труб в муфтах.

Ограничением метода является сильное влияние на чувствительность прибора зазора между электромагнитным датчиком и внутренней поверхностью трубы, что требует применения сменных зондов для труб различного диаметра.

Скорость проведения измерений – не более 300 м/ч.

Акустичекий метод. Оценка качества цементирования обсадных колонн в скважинах акустическими методами основана на различии в скорости распространения упругой волны и на изменении ее амплитуды в зависимости от механических свойств окружающей среды; на высокой чувствительности акустического сигнала к жесткости контакта на границе между двумя средами и к разрывам механической сплошности среды. Проводят акустические измерения путем возбуждения в скважине импульсов упругих колебаний и их регистрации приемником, удаленным на фиксированное расстояние от источника колебаний, времени прихода преломленной продольной волны и ее амплитуды. По мере распространения упругой волны от источников колебаний к приемнику происходит перераспределение ее энергии между контактирующими средами: обсадной колонной, цементным камнем и горной породой.

Если колонна обсадных труб свободна, не связана с цементом, то упругая волна распространяется непосредственно по металлу колонны со скоростью порядка 5200м/с и с малой потерей энергии. Амплитуда волны Ак сохраняется максимальной.

В случае жесткого сцепления колонны с цементом упругие колебания, распространяясь по колонне, возбуждают колебания в цементном камне. Прохождение волны по цементу характеризуется снижением скорости распространения волны и значительными потерями энергии. В результате возрастает время прохождения волны и снижается амплитуда проходящей волны. При сцеплении цементного камня со стенками скважины время прихода волны определяется свойствами горных пород.

Для работы в действующих скважинах под давлением создана малогабаритная аппаратура АКЦ-36. Помимо уменьшения наружного диаметра скважинного прибора до 36мм аппаратура отличается от стандартных цементомеров более высокой радиальной и вертикальной чувствительностью. Это достигнуто в результате повышения частоты излучателя и уменьшения базы измерения.