2020-04-20
328
Новая методика интерпретации данных профилеметрии
Обсадных колонн в вертикальных, наклонно-направленных
и горизонтальных скважинах.
Метод электромеханической профилеметрииобсадных колонн основан на контактном способе съема информации с помощью измерительных рычагов, которые устанавливаются в скважинном приборе равномерно по окружности и прижимаются к внутренней поверхности труб обсадной колонны. При этом угловые перемещения измерительных рычагов преобразуются в электрические сигналы с помощью резистивных (или иных) датчиков перемещений.
В России для определения проходного сечения и геометрических параметров эксплуатационных обсадных колонн диаметром 146 – 168 мм применяются трубные профилемеры ПТС - 4 и ПТС - 100Т с 8 измерительными рычагами, а также приборы зарубежных фирм – TGS («Schlumberger») c 16 измерительными рычагами, MFC («Western Atlas») [1], MIT («Sondex») [2] и др., имеющие значительно большее число измерительных рычагов (20, 40, 60 и 80). (При большем количестве измерительных рычагов повышается детальность обследования труб, но возрастает и опасность получения некорректных данных из-за их деформации при проведении ГИС).
|
|
|
Следует отметить, что «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах» (Мингео СССР, Министерство нефтяной промышленности. «Недра», М., 1985 г.) пунктом 3.1. предписывает лишь «…регистрацию двух взаимно – перпендикулярных и среднего диаметра труб. Точечная детализационная запись величин отклонения каждого измерительного рычага производится в интервалах увеличения одного из двух измеряемых диаметров, изменения внутреннего диаметра труб и в местах повышенной интенсивности искривления скважин».
РД 153 – 39.0 – 072 - 01- «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» (М., 2001 г.) регламентирует предоставление заказчикам геофизических услуг лишь «…кривых профилей трубы по данным измерения радиусов с выделенными участками дефектов. Дополнительно могут представляться формы сечения трубы (площадь, эксцентриситет и др.), а также отклонение прибора от оси колонны в процессе измерений.» (пункт 24.2.6).
Однако, для определения геометрических параметров обсадных труб (минимального, максимально и среднего внутреннего диаметров и др.), скважинный прибор необходимо отцентрировать в исследуемой обсадной колонне, что практически невозможно обеспечить при проведении исследований в скважинах с большими отклонениями стволов от вертикали.
Поэтому указанная техническая инструкция устанавливает ограничения к применению метода трубной профилеметрии в наклонно-горизонтальных скважинах (п. 24.2.1.) из – за эксцентричного положения скважинного прибора в исследуемых обсадных колоннах, поскольку он неминуемо будет лежать на внутренней поверхности труб и его рычаги измерят не диаметры (как сумму отклонений противоположных рычагов), а хорды.
|
|
|
Таким образом, измеренные значения хорд принципиально несопоста-вимы с величинами минимального, максимального и среднего внутренних диаметров и их отклонениями, допускаемыми по ГОСТ 632 – 80, что делает невозможным и определение технического состояния обсадных труб по критерию соответствия (или несоответствия) требованиями указанного стандарта).
Из вышеизложенного следует, что метод электромеханической трубной профилеметрии может применяется по сути лишь для определения проходного сечения обсадных колонн.
Попутно отметим, что проблеме определения профиля внутренней поверхности труб обсадных колонн в поперечном сечении (проходного сечения) и их износа уделялось много внимания [3, 4, 5], однако все известные подходы к интерпретации данных трубной профилеметрии базируются на идеализированных представлениях, а именно:
- скважинный прибор в обследуемых трубах отцентрирован;
- отклонения измерительных рычагов прямо пропорциональны радиусам;
- профили внутренней и внешней поверхностей обсадных труб в поперечном сечении есть окружности с постоянным радиусом и имеют один общий центр;
- не учитывают допускаемых в соответствии с ГОСТ 632 – 80 отклонений геометрических параметров труб от их номинальных значений.
Поэтому, в одной из скважин Кошехабльской площади (Краснодар-ский край), увеличение проходного сечения труб за счет одностороннего желобного износа глубиной 7.5 мм в обсадной колонне диаметром 168 мм было ложно истолковано как увеличение среднего внутреннего диаметра трубы на 1,62 мм, что является допустимым по ГОСТ 632 – 80 для труб указанного типоразмера с обычной точностью изготовления (1,62 вместо 1,7) и недопустимым по сути, поскольку остаточная прочность труб равномерно изношенных на 1,62 мм и имеющих сосредоточенный желобной износ глубиной 7,5 мм далеко не одинакова.
Более того, ни одна из известных методик интерпретации данных трубной профилеметрии не предусматривает определение такого весьма важного диагностического параметра, как овальности труб – е, которая сильно влияет на прочностные показатели труб (таблица 1).
Значения Рсм для труб диаметром 6 5/8 дюйма
Таблица 1.
| Значение овальности - е | Величина сминающего давления – Рсм, кг/см2 |
| 0 | 550 |
| 0,0075 | 460 |
| 0,01 | 392 |
Следует особо отметить, что согласно РД-39-2-132-78 (с. 11) овальность определяется по формуле:
Dmax - Dmin
е = 2 ---------------- .
Dmax + Dmin
Таким образом, можно сделать вывод о насущной необходимости разработки новой методики интерпретации данных профилеметрии, которая (независимо от эксцентриситета скважинного прибора в исследуемой обсадной колонне) должна обеспечивать корректное определение не только среднего внутреннего диаметра и двух взаимно–перпендикулярных диаметров, но таких параметров как:
- овальности обсадных труб;
- отклонений профиля внутренней поверхности труб в поперечном сечении от окружности с номинальным внутренним радиусом;
- соответствия (несоответствия) внутренней геометрии или проходного сечения обсадных труб требованиям ГОСТ 632 – 80, согласно которого они изготавливаются на металлургических заводах (см. таблицу 2);
|
|
|
- интервалов и величин износа обсадных колонн.
Указанные параметры необходимы для:
- определения геометрических параметров труб и сопоставления их с допускаемыми значениями по критерию соответствия (несоответствия) требованиям ГОСТ 632 – 80 (см. таблицу 3);
- определения остаточной толщины и остаточной прочности обсадных колонн;
- выдачи однозначного заключения о техническом состоянии скважин и возможности продления их срока службы сверх нормативного при их переаттестации.
Под задачи исследований наклонно-направленных и «горизонтальных» скважин автором разработана «Методика интерпретации данных профиле-метрии обсадных колонн» [6, 7, 8, 9], позволяющая производить корректное
Номинальные геометрические размеры труб нефтегазового сортамента
Таблица 2
| Условный диаметр, мм | Размеры труб, мм | Диаметр труб (в дюймах) | ||
| наружный диаметр | толщина стенки | внутренний диаметр | ||
| 114 | 114,3 | 6 | 102,3 | 4 1/2 |
| 7 | 100,3 | |||
| 8 | 98,3 | |||
| 127 | 127,0 | 6 | 115 | 5 |
| 7 | 113 | |||
| 8 | 111 | |||
| 9 | 109 | |||
| 140 | 139,7 | 6 | 127,7 | 5 1/2 |
| 7 | 125,7 | |||
| 8 | 123,7 | |||
| 9 | 121,7 | |||
| 10 | 119,7 | |||
| 11 | 117,7 | |||
| 146 | 146 | 6,5 | 133 | 5 3/4 |
| 7 | 132 | |||
| 8 | 130 | |||
| 9 | 128 | |||
| 10 | 126 | |||
| 11 | 124 | |||
| 168 | 168,3 | 6 | 155,3 | 6 3/4 |
| 7 | 154,3 | |||
| 8 | 152,3 | |||
| 9 | 150,3 | |||
| 10 | 148,3 | |||
| 11 | 146,3 | |||
| 12 | 144,33 | |||
| 178 | 177,8 | 7 | 163,8 | 7 |
| 8 | 161,8 | |||
| 9 | 159,8 | |||
| 10 | 157,8 | |||
| 11 | 155,8 | |||
| 12 | 153,8 | |||
| 194 | 193,7 | 7 | 179,7 | 7 3/4 |
| 8 | 177,7 | |||
| 9 | 175,7 | |||
| 10 | 173,7 | |||
| 12 | 169,7 | |||
| 219 | 219,1 | 7 | 205,1 | 8 3/4 |
| 8 | 203,1 | |||
| 9 | 201,1 | |||
| 10 | 199,1 | |||
| 12 | 195,1 | |||
| 245 | 244,5 | 8 | 228,5 | 9 3/4 |
| 9 | 226,5 | |||
| 10 | 224,5 | |||
| 12 | 220,5 | |||
| 273 | 273,1 | 8 | 257,1 | 10 3/4 |
| 9 | 255,1 | |||
| 10 | 253,1 | |||
| 12 | 249,1 | |||
| 299 | 298,5 | 8 | 282,5 | 11 3/4 |
| 9 | 280,5 | |||
| 10 | 278,5 | |||
| 11 | 276,5 | |||
| 12 | 274,5 | |||
| 324 | 323,9 | 9 | 305,9 | 12 3/4 |
| 10 | 303,9 | |||
| 11 | 301,9 | |||
| 12 | 299,9 | |||
| 340 | 339,7 | 9 | 321,7 | 13 3/4 |
| 10 | 319,7 | |||
| 11 | 317,7 | |||
| 12 | 315,7 | |||
| 351 | 351 | 9 | 333 | |
| 10 | 331 | |||
| 11 | 329 | |||
| 12 | 327 | |||
| 377 | 377 | 9 | 359 | |
| 10 | 357 | |||
| 11 | 355 | |||
| 12 | 353 | |||
| 407 | 406,4 | 9 | 388,4 | |
| 10 | 386,4 | |||
| 11 | 384,4 | |||
| 12 | 382,4 | |||
| 426 | 426 | 10 | 406 | 16 3/4 |
| 11 | 404 | |||
| 12 | 402 | |||
| 508 | 508 | 11 | 486 | |
Допускаемые отклонения геометрических параметров обсадных
труб от номинальных значений согласно ГОСТ 632 – 80
|
|
|
Таблица 3
|
Диаметр труб, мм
|
По наружному диаметру | По овальности | ||
| Точность изготовления | ||||
| Обычная | Повышенная | Обычная | Повышенная | |
| 114 | ±1,1 | ±0,9 | 0,9 | 0,7 |
| 127 | ±1,3 | ±1,0 | 1,0 | 0,8 |
| 140 | ±1,4 | ±1,1 | 1,1 | 0,9 |
| 146 | ± 1,5 | ±1,1 | 1,2 | 0,9 |
| 168 | ± 1,7 | ±1,3 | 1,4 | 1,0 |
| 178 | ± 1,8 | ±1,3 | 1,4 | 1,0 |
| 194 | ± 1,9 | ±1,5 | 1,5 | 1,2 |
| 219 | ± 2,2 | ±1,6 | 1,8 | 1,3 |
| 245 | ± 3,1 | ±2,5 | 2,5 | 2,0 |
| 273 | ± 3,4 | ±2,7 | 2,7 | 2,2 |
| 299 | ± 3,7 | ±3,0 | 3,0 | 2,4 |
| 324 | ± 4,1 | ±3,2 | 3,3 | 2,6 |
| 340 | ± 4,3 | ±3,4 | 3,4 | 2,7 |
| 351 | ± 4,4 | 3,5 | ||
| 377 | ± 4,7 | 3,8 | ||
| 407 | ±5,1 | ±4,1 | 4,1 | 3,3 |
| 426 | ±5,3 | 4,2 | ||
| 508 | ±6,4 | ±5,1 | 5,1 | 4,1 |
определение указанных параметров любыми серийными трубными профилемерами, разработанными ранее для исследования вертикальных скважин (например, ПТС – 4 и ПТС- 100Т), при любом положении (эксцентриситете) скважинного прибора в исследуемой обсадной колонне.
Для простоты рассуждений определение внутренних геометрических параметров и проходного сечения труб обсадной колонны покажем на примере применения трубного профилемера типа ПТС- 100 с 8 измерительными рычагами по стандартной технологии.
Определение внутренних геометрических параметров труб обсадной колонны производят на основе полученных данных по формулам 1 – 9 (см. рис.1 и рис. 2). Последовательность выполнения операций по определению геометрических параметров труб обсадных колонн приводится ниже.
1. Определение среднего внутреннего диаметра труб.
Определение среднего внутреннего диаметра труб производят:
- по результатам измерения величин отклонения двух групп измерительных рычагов (по четыре в каждой) по формуле 1 для каждой из групп с вычислением среднего арифметического значения Dср1 (см. рис. 1);
- по результатам измерения величин отклонения 8 групп из трех измерительных рычагов каждая (см. рис. 2) по формулам 2 – 9 для 8 радиусов и вычислением среднего арифметического значения Dср2;
- по результатам определения величин Dср1 и Dср2 и вычислением их среднего арифметического значения Dср3.
(Номинальные геометрические размеры труб нефтегазового сортамента приведены в таблице 2).
Рис. 1. Определение внутреннего диаметра трубы по результатам измерения величин отклонения четырех измерительных рычагов профилемера (при любом значении эксцентриситета).
Рис. 2. Определение среднего внутреннего диаметра труб по результатам измерения величин отклонения измерительных рычагов (восьми групп рычагов из трех каждая).
2. Определение минимального и максимального диаметра труб.
Определение минимального и максимального диаметра неизношенных обсадных труб производят по формулам 1 и 2 – 9.
3. Определение овальности труб.
Овальность труб - е определяют как удвоенное отношение разности величин двух взаимно - перпендикулярных диаметров, измеренных в одной плоскости, к сумме этих диаметров (РД 39 –2 -132 –78):
.
4. Определение отклонений профиля внутренней поверхности труб от окружности с номинальным значением внутреннего радиуса.
Определение отклоненийпрофиля внутренней поверхности труб (их проходного сечения) от окружности с номинальным значением внутреннего радиуса производят на основе определения:
- двух значений диаметров по формуле 1 (рис. 1);
- их точки пересечения (центра окружности) - О с номинальным значением внутреннего радиуса;
- значений 8 радиусов, определяемых по формулам 2 – 9.
5. Определение соответствия проходного сечения труб
проектным значениям
Определение соответствия проходного сечения трубпроектным значениям производят путем сравнения величин отклонений расчетного профиля внутренней поверхности труб от окружности с номинальным значением внутреннего диаметра, определяемого для труб с заданной проектом толщиной стенки и с учетом допускаемых отклонений их геометрических параметров по ГОСТ 632 – 80, по которому они производятся на трубопрокатных заводах (см. таблицу 2).
6. Определение зон и величины износа обсадных колонн
6. 1. Определение зон износа обсадных колонн
Определение зон износа обсадных колонн производится расчетными методами на основе данных инклинометрии и кавернометрии открытого ствола скважин и прогнозирования согласно работ ВНИИКРнефть – НПО «БУРЕНИЕ» [4].
6.2. Определение величины износа обсадных колонн
Определение величины износа обсадных колонн производят расчетным путем как разность между максимальным значением измеренного внутреннего радиуса обсадных труб и его средним значением, определяемым по формулам 1- 9.
В приложении 1 приведена последовательность операций при обработке данных трубной профилеметрии.
На рис. 3 приведены данные, наглядно иллюстрирующие эффективность применения разработанной методики интерпретации данных профилеметрии обсадных колонн в скважинах с большими углами отклонения от вертикали, где измеренные (в обсадной колонне диаметром 168 мм с толщиной стенки 12,1 мм) отклонения рычагов трубного профилемера ПТС-4 в диапазоне от 62,28 до 82,08 мм после произведенных вычислений преобразованы в соответствующие значения радиусов, изменяющихся в диапазоне от 71,93 до 72,53 мм, а расчетные значения минимального Dmin. и максимального внутренних диаметров Dmax составили 143,92 и 144,51 мм соответственно. При этом их отклонение от номинального внутреннего диаметра трубы (равного 144,10 мм) не превысило 0,41 мм при допуске 1,7 мм (по ГОСТ 632-80), а овальность – 0,0041 при допуске 0,02. Таким образом, можно сделать обоснованный вывод, что обсадная труба в данном поперечном сечении, полностью соответствует требованиям указанного стандарта, несмотря на продолжительный срок эксплуатации скважины.
Следует особо отметить, что разработанная «Методика …» в полной мере может быть использована при интерпретации данных электромагнитных профилографов обсадных колонн типа ЭПОК - 1, КСПТ - 3 и КСПТ – 7 и др.
Рис. 3. Пример применения разработанной методики интерпретации данных профилеметрии обсадных колонн.
