CC BY
14DOI: 10.24412/2619-0761-2022-2-23-27 УДК 620.179.1
РЕЗУЛЬТА ТЫ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Фейзиева Г.Э.
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, г. Баку, Азербайджан
*E-mail: guiñara, ehmedova@maii.ru
Аннотация. В настоящее время для диагностики технического состояния скважин применяются различные методы и способы, которые позволяют определить наиболее полную и достоверную картину о ее состоянии. В настоящей работе приведены результаты оценки технического состояния нефтяных скважин c применением метода электромагнитной дефектоскопии.
Ключевые слова: нефтяные и газовые скважины, диагностики технического состояния, электромагнитная дефектоскопия, коррозия стенки колонны труб.
Актуальность работы.
Яри эксплуатации нефтяных и газовых скважин несущие элементы и узлы оборудования, используемые в процессе, подвергаются воздействию избыточных давлений, коррозионному и механическому износу. Это в свою очередь способствует уменьшению их ресурсов и увеличению вероятности отказов. В данных условиях повышается значимость диагностического обеспечения конструктивной целостности и герметичности скважин, уменьшению ремонтно-восстановительных работ, а также увеличению срока службы оборудования и технических средств.
В настоящее время в нефтяном секторе Азербайджана применяются различные способы, для диагностики технического состояния (ДТС) всех категорий нефтяных и газовых скважин, суть которых заключаются в определении мест нарушений герметичности эксплуатационной колонны, насосно-компрессорных труб (НКТ), забоя и других [1]. Несмотря на принципиальное отличие в технологии осуществления ДТС они объединены одной целью - сбор максимально подробной информации о состоянии скважины, благодаря которой прогнозируются процессы, протекающие при эксплуатации скважины. Информационная база, собранная на основе ДТС скважины обычно опирается на полученные результаты совокупности нескольких технологий, которые позволяют определить наиболее полную и достоверную картину состояния скважины. Благодаря этому формируется решение о дальнейшей ее эксплуатации, ремонте или полной ликвидации.
В настоящее время на балансе нефтяной компании SOCAR находится более шести тысячи нефтяных и газовых скважин, которые периодически повергаются ДТС. Около 15,2 % из них ликвидированы, 3,91 % - находятся в консервации, а остальные -эксплуатируются [2, 3].
С 2005 г. в структуре нефтяной компании SOCAR в замен ПО «Геофизика и инженерная геология» было создано управление «Геофизика и геология». Данное управление как на суши, так и на Азербайджанской акватории Каспийского моря осуществляет разведочные, промыслово-геофизические, а также комплексные инженерно-геологические работы.
Цель исследования. Оценка технического состояния нефтяных скважин c применением метода электромагнитной дефектоскопии.
(сер Cl) Содержимое этой работы может использоваться в соответствии с условиями лицензии Creative Commons Attribution 4.0. Любое дальнейшее распространение этой работы должно содержать указание на автора (ов) и название работы, цитирование в журнале и DOI.
Существующие методы ДТС скважин. Существует несколько способов диагностики скважины, применяемые как в процессе бурения, так и во время эксплуатации. Среди подобных методов оценки состояния скважины наиболее широкое применение нашли геофизическая технология (каротаж) и телеинспекция.
Каротаж скважин выполняется при помощи геофизического зонда, который позволяет полностью исследовать скважину, установить степень износа трубы, благодаря собственным датчикам измеряет плотность стенки, температуру, давление и другие параметры. Среди видов каротажа различают следующие: электрический (ЭК), электромагнитный (ЭМК), гамма-каротаж (ГК), радиоактивный (РК), акустический (АК), а также такие методы как термокаротаж (ТК), инклиметрия (ИМ) и наклонометрия (НМ) [4].
Поскольку геофизические методы отличаются высокими затратами и, в какой-то степени ограниченностью информации о состоянии скважины, телеинспекционный метод вызывает особый интерес. Данный метод отличается не только оперативностью, но и позволяет визуально наблюдать за процессом, выявить целостность труб, состояние швов, муфтовых соединений и фильтра, уровень отложений и др.
Современные системы для телеинспекционной оценки состояния скважин оснащены цветными видеокамерами высокого разрешения, которые способны выявить мельчайшие дефекты обсадных труб, а также оценить количество и характер отложений.
В данной работе для оценки технического состояния, а также достаточности применяемых технических средств, были выбраны скважины месторождений Булла-Море. Контроль за состоянием скважины осуществлялось электромагнитным дефектоскопом типа ЭМД-43.
Результаты исследования и их обсуждения. Первичные испытания проводились в месторождении Булла-Море, охватывая глубину 1998,9...2381,5 м. Целью являлось определение места дефектов и повреждений в технической колонне с диаметрами Dн х dв =
127.0 х 108,6 мм, Dн х dв = 339,7 х 313,6 мм и Dн х dв = 473,1 х 446,1 мм.
Было установлено, что максимальное значение коррозии в трубе с наружным диаметром 127,0 мм имеет место на участке 2188,2 мм и составляет 4,3 %. Проведенными аналогичными исследованиями в технических колоннах с диаметрами 339,7 и 471,1 мм было установлено, что максимальные значения коррозии наблюдались на участках 2366,8 и 2363,9 м и составляли, соответственно, 36,1 % и 16,4 %. Пропуски муфтовых соединений не наблюдались. На рис. 1 приведены результаты определения состояния скважины в глубине 2300,0...2381,5 м с применением электромагнитного дефектоскопа типа ЭМД-43.
Как видно из анализа приведенных на рис. 1 результатов экспериментов по оценки диагностического состояния скважин, расчетная величина максимального проникновения электромагнитных волн в трубе с диаметром 127 мм наименьшее (4,3 %) и при этом толщина стенки трубы уменьшилась всего с 9,19 мм до 8,79 мм (т.е. 9,19 - 8,79 = 0,40 мм).
Результатами исследований также было установлено что, потерей металлов в технической колонне с диаметром 339,7 мм по сравнению с колонной трубы 473,1 мм несмотря на одинаковые условия эксплуатации отличаются разной степенью проникновения электромагнитных волн. При проникновения электромагнитных волн (36,1 %) для колонны с диаметром 339,7 мм уменьшение толщины стенки составляет 13,06 - 8,04 = 5,02 на глубине 2366,8 м и характеризуется интенсивностью коррозии. В трубах с диаметром
473.1 мм и на глубине подвески 2363,9 м толщина стенки трубы изменилась менее чем не 2,2 и составила 13,49 - 11,28 = 2,21 мм.
Интерпретирование результатов исследований по проникновению электромагнитных волн позволили их сгруппировать в категории А, В, С, D и Е (табл. 1).
Как видно из приведенных данных в табл. 1, из сорока случаев измерения коррозионного состояния труб наилучшими результатами отличается труба с диаметром 127,0 мм и она рекомендована для дальнейшей эксплуатации. Состояние внутренних поверхностей труб с диаметрами 339,7 и 473,1 мм отличаются от исходного. Также установлено, что потеря метала по сечению труб происходит не равномерно и по мере углубления скважины увеличивается.
Рис. 1. Результаты оценки диагностического состояния скважины на глубине 2300,0...2381,5 м
Таблица 1
Результаты МТД по оценке состояния коррозии в скважине
Категория проникновения Количество измерения участков повреждений внутри труб при диаметре трубы (Dн х мм
127,0 х 108,6 339,7 х 313,6 473,1 х 446,1
Легкий (А) 40 10 26
Немного (В) - 27 10
Средний (С) - - 3
Высокий (D) - - 1
Интенсивный (Е) - 3 -
Таким образом, на основании проведенных исследований можно сделать следующие основные заключения.
- метод электромагнитной дефектоскопии является эффективным способом и может быть успешно применен для оценки технического состояния нефтяных и газовых скважин.
- коррозионное состояние труб с диаметром 127,0 мм показали наилучшие результаты и она рекомендована для дальнейшей эксплуатации.
- состояния внутренних поверхностей труб с диаметрами 339,7 и 473,1 мм значительно отличаются от исходного.
- потеря метала по сечению труб происходит не равномерно и по мере углубления скважины увеличивается.
Литература:
1. Техническое руководство по проведению геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. Руководящий документ SOCAR. Баку, 2019. 320 с.
2. Фейзиева Г. Результаты применения геофизических методов при оценке рабочего состояния нефтяных и газовых скважин // Оборудование. Технологии. Материалы. №7. С. 187-189.
3. Гусейнов Г.Г. Ускоренная технология ликвидации аварий в скважинах и применяемые при этом механизм // Нефте-пр омысловое дело. 2012. №8. С. 36-38.
4. Косков ВН., Косков Б.В., Юшков И.Р. Комплексная оценка состояния и работы нефтяных скважин промыслово-геофизическими методами. Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2010. 226 с.
Контактные данные:
Фейзиева Гульнара Эй ваз гызы, e-maii.ru: h.ibo@maii.ru
© Фейзиева Г.Э., 2022
RESUL TS OF ELECTROMA GNETIC FLA W DETECTION OF OIL AND GAS WELLS
G.E. Feyzieva
Azerbaijan State University for Oil and industry, Baku, Azerbaijan
E-mail: gulnara. ehmedova@mail.ru
Abstract. Currently, various methods and methods are used to diagnose the technical condition of wells, which make it possible to determine the most complete and reliable picture of its condition. This paper presents the results of assessing the technical condition of oil wells using the electromagnetic flaw detection method.
Keywords: oil and gas wells, diagnostics of technical condition, electromagnetic flaw detection, corrosion of the wall of the pipe column.
References
1. Technical guidance on conducting geophysical surveys and work in oil and gas wells. SOCAR guidance document. Baku, 2019.
2. G. Feyzieva, Results of the application of geophysical methods in assessing the working condition of oil and gas wells, Equipment. Technology. Materials 7, 187-189.
3. G.G. Guseynov, Accelerated technology for eliminating accidents in wells and the mechanism used in this case, Oilfield business 8 (2012) 36-38.
4. V.N. Koskov, B.V. Koskov, I.R. Yushkov, Comprehensive assessment of the state and operation of oil wells by field geophysical methods, Publishing House Perm. state tech. un-ta, Perm, 2010.
Contacts:
Gulnara E. Feyzieva, guinara.ehmedova@maii.ru
© Feyzieva, G.E., 2022
Фейзиева Г.Э. Результаты электромагнитной дефектоскопии нефтяных и газовых скважин //Вектор ГеоНаук. 2022. Т.5. №2. С. 23-27. DOI: 10.24412/2619-0761-2022-2-23-27.
Feyzieva, G.E., 2022. Results of electromagnetic flaw detection of oil and gas wells. Vector of Geosciences. 5(2). Pp. 23-27. DOI: 10.24412/2619-0761-2022-2-23-27.
