CC BY
106ОПЫТ И РЕЗУЛЬТАТЫ
ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА УРЕНГОЙ»
УДК 622.279
A.Ю. Корякин, ООО «Газпром добыча Уренгой» (Новый Уренгой, РФ), [email protected] М.Г. Жариков, к.т.н., ООО «Газпром добыча Уренгой», [email protected]
B.В. Стадник, ООО «Газпром добыча Уренгой», [email protected] А.И. Копылов, ООО «Газпром добыча Уренгой», [email protected] А.В. Соломахин, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), [email protected]
Т.М. Косарева, ПФ «Севергазгеофизика», ООО «Газпром георесурс» (Новый Уренгой, РФ), [email protected]
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.
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 20112015 гг. и продолжает осуществляться в соответствии с Про-
граммой геолого-технических мероприятий на фонде скважин ПАО «Газпром» на период 20162020 гг. К основным задачам Про -граммы 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
Koryakin A.Yu., Gazprom dobycha Urengoy LLC (Novy Urengoy, Russian Federation),
Zharikov M.G., Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom dobycha Urengoy LLC,
Stadnik V.V., Gazprom dobycha Urengoy LLC, [email protected] Kopylov A.I., Gazprom dobycha Urengoy LLC, [email protected]
Solomakhin A.V., Gazprom PJSC (Saint Petersburg, Russian Federation), [email protected] Kosareva T.M., Severgazgeofizika, production branch of Gazprom georesurs LLC (Novy Urengoy, Russian Federation), [email protected]
Experience and results of diagnostics of wells of Gazprom dobycha Urengoy LLC
Development of the fields of Gazprom dobycha Urengoy LLC entered a period of declining production characterized by a decrease in the resource and energy potential of hydrocarbon reservoirs, reservoir pressure depletion, water influx and destruction of the bottom hole formation zone, which leads to deterioration of the geological and technical condition of wells. The development of fields that ensures the implementation of project design decisions and the safety of facilities operation is firstly depended on the timely diagnostic study and efficient workover program realization on the well stock. Diagnostic study of wells of Gazprom dobycha Urengoy LLC is carried out under the workover programs approved by Gazprom and provides for a range of works that are carried out directly before, during and after the workover procedures. The main source of diagnostic study information is geophysical methods performed by predominantly home-produced high-resolution equipment.
The works performed made it possible to identify and group the most frequently diagnosed defects, which include the quality of the casing (fluid flow and gas accumulation behind-the-casing, etc.), defects in casing and tubing (leakage, corrosion, disengagement of the couplings, etc.), and defects of the bottom hole formation zone and water influx. In addition to assessing the technical condition of a well, one of the key tasks is to determine the current gas saturation of long-term developing reservoirs by carrying out a divergent logging. The practice of combining radioactive methods (neutron gamma-ray logging) and divergent logging allowed to increase the reliability of determination the current level of gas-water contact and, consequently, the efficiency of the water shut-off treatments. Thus, at the current fields' development conditions of Gazprom dobycha Urengoy LLC, the diagnostic study is a modern high-tech tool that allows to increase the efficiency of the whole complex of workover programs that allow to prolong the safe operation period of wells.
KEYWORDS: DIAGNOSTIC STUDY, WORKOVER PROGRAM, COMPLEX WELL SURVEY, DIVERGENT LOGGING, HIGH-RESOLUTION GEOPHYSICAL INSTRUMENTS.
на обоснование и выбор объектов для ГТМ; при проведении ГТМ, направленного на осуществление оперативного контроля качества ГТМ при извлеченных насосно-компрессорных трубах (НКТ); а также после завершения ГТМ в целях оценки качества вы -полнения ГТМ [1].
На каждом этапе обследования решается ряд задач:
- до ГТМ - уточнение конструкции и технического состояния скважины, диагностирование за-колонных 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 за-колонном 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 диагностиче-
ского 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 осуществлять 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;
Год, предшествующий проведению ГТМ The year preceding the workover program
Предварительная оценка Preliminary estimate
Ранжирование и отбор скважин - кандидатов на проведение ГТМ по критериям: - текущий дебит;
- дренируемые запасы;
- пробки, механические
примеси;
- обводнение продукции Ranking and selection
of wells - candidates for carrying out workover program by the criteria:
- current production rate;
- drainable reserves;
- plugs, mechanical
impurities; - watering of products
ГИС до ГТМ Geophysical well logging before workover program
Ранжирование и отбор скважин для проведения ГИС при ГТМ, уточнения задач ГТМ:
- уточнение конструкции и технического состояния
скважины; - диагностирование заколонных перетоков; - определение обводненных
интервалов и т. д. Ranking and selection of wells for geophysical well logging during workover program, refinement of the problems of workover program: - specification of the design and technical condition of the well;
- diagnostics of behind-the-casing flows;
- determination of watered
intervals, etc.
ГИС при ГТМ Geophysical well logging during workover program
Стандартный комплекс ГИС Standard geophysical well
logging Определение технического состояния эксплуатационной
колонны Determination of the technical condition of the production string
ГИС после ГТМ Geophysical well logging after workover program
Комплекс ГИС приборами
высокого разрешения Geophysical well logging with high-resolution instruments Уточнение данных, полученных при «ГИС до» и «ГИС при» (стандартный комплекс) Refinement of data obtained from "Geophysical well logging before" and "Geophysical well logging during" (standard complex)
Анализ эффективности ГТМ Analysis of the geophysical well logging efficiency
Стандартный комплекс ГИС после ГТМ:
- замер Рзаб и Рпл;
- определение профиля притока;
- определение Q;
- определение перетоков газа, интервалов водопритока после проведения водоизоляционных
работ и т.д. Standard geophysical well logging complex after workover program:
- measurement of Рзаб and Рпл; - determination of the flow profile;
- determination of Q;
- determination of gas flows, water inflow intervals after water
shutoff, etc.
Подготовка технического отчета Technical report preparation
Заключение о геолого-техническом состоянии скважин с рекомендациями по видам ГТМ Conclusion on the geological and technical state of wells with recommendations for types of workover program Отчет (текущая оценка технического состояния скважины и реализации ГТМ, рекомендации) Report (current assessment of the technical condition of the well and the implementation of the workover program, recommendations) Заключение о достижении цели ГТМ и необходимости проведения дополнительных работ Conclusion on the achievement of the goal of workover program and the necessity of additional work
Рис. 1. Схема выполнения диагностического обследования скважин Fig. 1. Scheme of performing a well diagnostic survey
- СКАТ-РК - прибор радиоактивного каротажа, используемый до, при и после ГТМ и предназна -ченный для проведения исследований методами нейтронного гамма-каротажа (НГК), двухзон-дового 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 водородо-насыщенной 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 це-ментометрия, выполняется при ГТМ и предназначена для оценки качества цементирования обсадной колонны;
- ЦМ, СГДТ - цементометрия, аппаратура гамма-гамма-це-ментометрии 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 эксплуа-
СКАТ-К9-38-150/100 SKAT-K9-38-150/100
СКАТ-РК SKAT-RK
ГК+НГК-Т-76-120/80 (КАСКАД) GK+NGK-T-76-120/80 (KASKAD)
МИД-К-ГК-120/100 MID-K-GK-120/100
4АК
МАК
ЦМ, СГДТ TsM,SGDT
А
ПТС-100 PTS-100
Рис. 2. Геофизические приборы, используемые при диагностическом обследовании скважин Fig. 2. Geophysical instruments used in diagnostic examination of wells
тационной 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 эксплуатаци -онной 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-дефек-томера-толщиномера [2].
Методы исследования и комплекс приборов высокого разрешения (рис. 4) для оценки техни -ческого 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, изучить термобарические условия в стволе скважины;
I Заколонное движение флюида Inter-string fluid flow I Скопление газа за колонной Gas accumulation behind the string I Дефект эксплуатационной колонны Defect of the production string I Негерметичность эксплуатационной колонны Leakage of the production string I Коррозия эксплуатационной колонны Corrosion of the production string Межпласговый переток Interplastic flow I Водоприток Water influx
I Вынос механических примесей Removal of mechanical impurities I ДефектПЗП
Defect of bottomhole formation zone Коррозия НКТ Corrosion of tubing I Недоворот муфтовых соединений эксплуатационной колонны Disengagement of the couplings of production string
I Недоворот муфтовых соединений НКТ Disengagement of the couplings of tubing Негерметичность НКТ
Рис. 3. Результаты диагностического обследования скважин ООО «Газпром добыча Уренгой» до, при и после проведения ГТМ
Fig. 3. Results of the diagnostic well survey of Gazprom dobycha Urengoy LLC before, during and after workover program
I)
Sondex MIT033
G.E. Sondex MTT
АСТ-К-8 AST-K-8
СГДТ-11 SGDT-11
Y
МАК-9-СК MAK-9-SK
Рис. 4. Геофизические приборы высокого разрешения Fig. 4. High-resolution geophysical instruments
- 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 про-филемером 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 скопление газа; степень износа труб.
На рис. 7 представлен сводный планшет интерпретации данных технической диагностики одной из скважин Уренгойского месторождения с применением аппаратуры высокого разрешения.
а) а) б) b)
Рис. 5. Изменение диаметра эксплуатационной колонны: а) данные ГИС с применением аппаратуры высокого разрешения (G.E. Sondex MTT); б) поперечный
разрез
Fig. 5. Change of the diameter of the production string: a) geophysical well logging data using high-resolution equipment (G.E. Sondex MTT); b) cross-section
Рис. 6. Недоворот муфтовых соединений эксплуатационной колонны по данным ГИС с применением трубной профилеметрии (ПТС-100)
Fig. 6. Disengagement of the coupling of production string according to geophysical well logging data using pipe profiling (PTS-100)
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 при -мер результатов интерпретации ДК по одной из газовых скважин Уренгойского месторождения.
Результат комплексирования радиоактивных методов (НГК) и дивергентного каротажа в 64 газовых, газоконденсатных
Рис. 7. Сводный планшет интерпретации данных аппаратуры высокого разрешения
Fig. 7. Summary plate for interpretation of high-resolution equipment data
Рис. 8. Результаты интерпретации метода дивергентного каротажа
Fig. 8. Results of interpretation of the divergence logging method
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; повы-
сить 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; оператив -но вносить корректировки в ходе капитального ремонта скважин; провести оценку срока безопасной эксплуатации скважин. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Ерехинский Б.А., Жариков М.Г., Халиков Р.Р., Полозков К.А. Особенности системного подхода к диагностическому обслуживанию скважин ОАО «Газпром» при освоении северных месторождений // Газовая промышленность. 2014. № S708. С. 35-40.
2. Асланян А.М., Асланян И.Ю., Масленникова Ю.С. и др. Диагностика заколонных перетоков газа комплексом высокоточной термометрии, спектральной шумометрии и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 6. С. 52-59.
3. Шаймарданова Р.Р. Электрические методы исследования скважин // Инновационное развитие. 2017. № 11. С. 45-46.
REFERENCES
1. Erekhinsky B.A., Zharikov M.G., Khalikov R.R., Polozkov K.A. Aspects of the System Approach to the Diagnostic Servicing of the Wells of Gazprom OJSC in the Development of Northern Fields. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2014, No. S708, P. 35-40. (In Russian)
2. Aslanyan A.M., Aslanyan I.Yu., Maslennikova Yu.S., et al. Detection of Behind-Casing Gas Flows Using Integrated High-Precision Temperature Logging, Spectral Noise Logging, and Pulsed Neutron Logging Toolstring. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2016, No. 6, P. 52-59. (In Russian)
3. Shaymardanova R.R. Electric Methods of Well Survey. Innovatsionnoe razvitie = Innovative Development, 2017, No. 11, P. 45-46. (In Russian)
