Управление целостностью скважинной системы происходит на протяжении всего жизненного цикла, от строительства до ликвидации.
Наряду с необходимостью проведения диагностики в самом начале срока службы скважины (даже в новых скважинных системах иногда выявляются такие дефекты, как негерметичные соединения и неудовлетворительное цементирование) сегодня все больше внимания уделяется упреждающему управлению целостностью, а также старению систем и проведению диагностики вплоть до ликвидации скважины.
Во многих регионах мира ужесточились требования к фондам стареющих скважин, поскольку недропользователи стремятся продлить срок эксплуатации месторождений. Значительные остаточные запасы можно извлечь благодаря технологическим инновациям, например, бурению многоствольных скважин из существующих скважин.
К примеру, на Ближнем Востоке возраст более 70% из ~800 платформ и фондов скважин составляет более 25 лет. А по данным британского агентства нефти и газа в Северном море остается порядка 20 миллиардов баррелей нефти и газа, которые все еще можно добыть на континентальном шельфе Великобритании, где разработки начались почти 50 лет назад.
Обычно в таких случаях используются новые компоненты конструкции многоствольных скважин, а устье, направляющие обсадные колонны и эксплуатационные колонны остаются прежними.
Однако если раньше поддержание исправности такого фонда скважин осуществлялось с помощью регулярного технического обслуживания более доступных компонентов скважины, то сегодня требуется более мощная диагностика целостности скважины, способная работать из самих НКТ, для контроля техсостояния обсадных колонн, труб и других важнейших компонентов скважины по всей скважинной системе.
В этой статье мы рассмотрим, как с этим справляется система «диагностика сквозь барьеры».
Диагностика сквозь барьеры - это система, которая разрабатывается и совершенствуется компанией TGT вот уже 20 лет с момента ее основания. На сегодняшний день она является ценным ресурсом в проактивном управлении целостностью, поскольку обеспечивает оценку критичных аспектов всей скважинной системы изнутри НКТ.
Такие диагностические системы могут определять динамику и свойства всей скважинной системы, предоставляя недропользователям информацию о техсостоянии и эффективности критических компонентов скважины изнутри НКТ.
Сочетая тепловую, акустическую и электромагнитную энергию [ЭМ], система «Диагностика сквозь барьеры» может определять толщину стенок отдельных труб, а также определять геометрию и проводить количественную оценку потоков флюидов за трубами.
На сегодняшний день система «Диагностика сквозь барьеры» помогает решать две основные задачи: контроль коррозии и избыточное давление в межколонном пространстве [SAP].
В некоторых регионах скважинные системы постоянно подвергаются воздействию агрессивных флюидов, таких как сероводород, двуокись углерода и хлориды. Ухудшение характеристик труб ствола скважины и металлических барьеров является серьезной угрозой целостности всей скважины.
Например, на Аравийском полуострове в таких пластах, как Рус, Симсима и Даман, наружные обсадные колонны скважин подвержены коррозии. Агрессивные жидкости из водоносных горизонтов могут достигать наружной поверхности обсадной колонны из-за нарушения целостности наружного затрубного пространства скважины. Это может происходить из-за ухудшения свойств внешнего цементного кольца с течением времени, либо из-за того, что первоначальная операция цементирования была проведена с отклонениями из-за неспособности пластов поддерживать давление, что впоследствии привело к потере цементного раствора и нарушению уплотнения.
В таких случаях недропользователям необходимо проводить комплексный и регулярный контроль для определения ухудшения свойств вследствие процессов коррозии и необходимости проведения корректирующих мер. В таком случае диагностика скважин должна предоставлять достоверную и точную количественную оценку нескольких параллельных обсадных колонн.
Однако раньше только немногие недропользователи могли отслеживать коррозию с таким же уровнем детализации и во всех колоннах труб.
Для решения этой непростой задачи компания TGT разработала собственную систему обследования многоколонных скважин EmPulse®, обеспечивающую точную оценку обсадных колонн, составляющих скважинную систему.
Сверхбыстрые ЭМ датчики и сверхточный анализ "во временной области" в сочетании с передовым моделированием на основе уравнений Максвелла обеспечивают независимое и точное определение потерь металла в четырех барьерах.
Такая система обеспечивает точные и оперативные измерения, значительно превосходя частотные измерения традиционных систем по контролю состояния труб. Частотные измерения также не позволяют определить толщину отдельных барьеров и в результате дают ограниченную информацию о состоянии барьера и точном местоположении дефектов.
Еще одно преимущество системы EmPulse - возможность проводить исследование легированных конструкций.
Многие недропользователи предпочитают использовать альтернативные стали и коррозионностойкие материалы, такие как хром, никель и молибден для предотвращения проблем с коррозией. Однако такие материалы создают еще больше проблем для обычных систем контроля состояния труб, поскольку снижение содержания железа приводит к слишком быстрому затуханию сигналов ЭМ, что снижает эффективность исследований.
Тем не менее, недавнее использование системы EmPulse на Ближнем Востоке показало, что с ее помощью возможно провести количественную оценку толщины труб до четырех концентрических барьеров, даже с большим содержанием хрома.
В одном из стендовых испытаний на Ближнем Востоке в присутствии недропользователя на конструкции, состоящей из легированных труб с содержанием хрома 28% с механическими дефектами, система EmPulse с высокоскоростными ЭМ датчиками провела точную оценку имеющихся отклонений.
Дополнительно было проведено исследование двух действующих скважин на Ближнем Востоке, работающих в условиях высокого содержания сероводорода, в трубах с содержанием хрома 28%. С помощью системы EmPulse был выполнен анализ состояния трех концентрических барьеров скважинной системы. Результаты исследования с помощью многорычажного профилемера также подтвердили электромагнитные результаты диагностики состояния внутренней поверхности труб.
Поскольку основной задачей недропользователей является обеспечение целостности скважин в сложных условиях эксплуатации и для ее решения необходимы универсальные средства для контроля состояния труб, изготовленных из различных материалов, система «Диагностика сквозь барьеры» является идеальным выбором. Исследования с помощью этой технологии проводят ведущие аналитики отрасли, что в свою очередь обеспечивает недропользователям комплексное решение по диагностике скважинных систем.
На сегодняшний день выделяются еще две основные взаимосвязанные проблемы целостности скважин - цементирование и избыточное давление в межколонном пространстве [SAP].
С увеличением глубины скважин особо важное значение имеют методы цементирования и герметизирующие способность цемента. По данным Общества инженеров нефтегазовой промышленности [SPE] не менее чем в 25-30% скважин существуют проблемы с давлением в межколонном пространстве из-за некачественного цементирования. Это в конечном итоге приводит к избыточному давлению в межколонном пространстве [SAP] при прокачке нефти.
Избыточное давление в межколонном пространстве [SAP] часто является результатом дефектов в цементном кольце при освоении скважины, ухудшения свойств цемента из-за термической и напорной нагрузок, ухудшений свойств герметизации труб или устьевых уплотнений и коррозии. Согласно выступлению Пола Хопманса на вебинаре SPE 2013 года по техническому состоянию ствола скважины в более 35% из ~1,8 миллиона скважин по всему миру было диагностировано избыточное давление в межколонном пространстве [SAP].
Каким же образом можно решить проблему цементирования скважин и избыточного давления в межколонном пространстве [SAP]?
На сегодняшний день традиционные средства диагностики дефектов цементирования и SAP используют наземные способы, такие как отбор проб жидкости, данные о снижении/повышении давления и скважинные измерения, такие как «каротажная диаграмма качества цементации скважины», температурные и традиционные шумовые каротажи. Эти данные, однако, предоставляют только часть информации и не дают возможности определения интервалов негерметичности и нежелательных потоков флюидов за несколькими барьерами, особенно при низких скоростях потоков.
В отличии от традиционных систем технология «спектральной диагностики» компании TGT предоставляет полную картину, определяя движение флюидов за трубами из нескольких обсадных колонн. Это достигается с помощью высокоточных систем анализа звуковых сигналов скважинной системы для улавливания частоты и амплитуды акустической энергии, генерируемой жидкостями или газами, проходящими через интервалы негерметичности и сужения. В дополнение к этому, спектральные диагностические системы используют высокоточные температурные измерения для обнаружения нарушений герметичности во всей скважинной системе.
В то время, как обычные методы промысловых исследований в основном оценивают только серьезные дефекты первого барьера, высокая точность записи, точность и четкость спектральной диагностики позволяют отслеживать даже потоки с низкой скоростью на ранних стадиях за несколькими барьерами, тем самым обеспечивая принятие своевременных мер.
На рис.2 показано, что в водонагнетательной скважине с проблемой межколонного давления (э/к - тех/кол) скорость нарастания давления не превышает одного бар в сутки, что указывает на низкую скорость потока через негерметичности. Каротаж качества цементации скважины выявил плохую связь цемента с колонной ниже и выше отметки X500м, что, вероятно, является причиной потока в заколонном пространстве.
Согласно результатам ранее проведенных исследований с помощью системы спектральной диагностики, разработанной компанией TGT, был выявлен поток флюидов из пласта на глубине X540м и вверх по межколонному пространству через микротрещины области якобы "хорошей связи цемента с колонной".
Результаты частотного спектра совпадали с проницаемостью пласта и профилями флюидного типа и было сделано предположение, что из этих пластов выходит газ. Недропользователь использовал эти результаты для проведения операций цементирования в выявленных интервалах, тем самым восстановив герметичность 2 МКП.
Спектральная диагностика также играет важную роль в определении герметизации скважин во время вывода из эксплуатации, особенно в отношении нежелательного для недропользователя потока флюида вдоль внешних границ скважинной системы на поверхность.
Недропользователи выполняют спектральную диагностику сквозь барьеры до вывода из эксплуатации, чтобы определить состояние целостности всей скважинной системы и выявить интервалы проведения специальных восстановительных мероприятий, необходимых для герметизации скважины. Диагностика также проводится после вывода из эксплуатации, чтобы убедиться в отсутствии нежелательного потока флюидов и в безопасности скважины.
На рис.3 показана скважина, которая являлась частью кампании по выводу из эксплуатации, в которой недропользователь выявил увеличение давления в межколонном пространстве со скоростью 0,1 бар в день в 3 МКП и 5 бар в день во 2 МКП. Максимальное давление во 2 МКП составляло 35 бар, а в 3 - всего 3,2 бар.
Для вывода скважины из эксплуатации было выполнено несколько этапов исследований и фрезерования в интервале колонны обсадных труб/ цементной пробки, и на каждом из этапов спектральная диагностика сквозь барьеры обеспечила получение точной информации для определения интервалов установки цементной пробки и проверки ее герметичности.
После третьего этапа в обоих МКП было устранено избыточное давление в межколонном пространстве и результаты спектрального анализа подтвердили, что нежелательный поток во внешних кольцах был уменьшен. На рис.3 видно, что акустический частотный спектр, наблюдаемый на стадиях 1 и 2, указывает на зоны восходящих перетоков газа в заколонном пространстве. Акустический спектр, наблюдаемый после стадии 3, подтверждает, что перетоки газа остановлены [небольшой акустический отклик обусловлен остаточным газом].
В результате недропользователь смог вывести скважину из эксплуатации, при этом сохранилась полная уверенность в ее безопасности.
Целостность скважины заключается в безопасной и эффективной добыче надлежащих флюидов через ствол скважины до поверхности и предотвращении нежелательного потока флюидов внутри или снаружи скважинной системы.
Недропользователи выбирают систему «Диагностика сквозь барьеры» для получения важнейшей информации, необходимой для обеспечения целостности скважинной системы на протяжении всего жизненного цикла. Именно такие технологические инновации в сочетании с навыками и опытом экспертов компании и других специалистов позволяют компании TGT занимать лидирующие позиции на рынке и менять представление об управлении целостностью скважин.