Применение сканирующего магнитного интроскопа

Диагностика и оценка
технического состояния
нефтяных скважин
с применением технологии
магнитной интроскопии
__________________________________________________________________
1
Некоторые проблемы, существующие при
диагностике эксплуатационной колонны (ЭКС)
и оценке состояния скважины:
1. Недостаточная точность определения:
- координат участков негерметичности ЭКС и скважины;
- интервалов перфорации, наличия, количества и формы сквозных
перфорационных отверстий;
- мест коррозионных и иных дефектов стенки обсадной колонны,
типа и размеров дефектов;
- координат элементов конструкции скважин: центраторов, пакергильз, ремонтных конструкций, пр.
2. Недостоверная оценка качества муфтовых соединений
3. Определение толщины стенки эксплуатационной колонны необходимо
проводить с точной привязкой к координате
ДЛЯ РАСЧЕТА СРОКА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ НЕОБХОДИМО:
- измерение положения дефектов и элементов ЭКС выполнять
с точностью не хуже + 5 см от ближайшей муфты
- КАЖДАЯ МУФТА должна быть проконтролирована
20.04.2009 г.
2
Обзор традиционных методов контроля
Акустическая и ультразвуковая толщинометрия и дефектоскопия, в том числе USI
фирмы Schlumberger, акустические телевизоры АРКЦ–Т–1, САТ–4 (НПФ «Геофизика»),
АВАК-42 (НПП «ВНИИГИС»), АКЦ СВ (НПП «Геометр»), сканеры Schlumberger – CЕТСЕ/G/J, СЕТ–В В/Н/F; Computalog - PET, Baker Atlas – CBT
предъявляются высокие требования к очистке скважины и дисперсности
скважинной жидкости; производительность контроля – низкая, стоимость
оборудования – высокая.
2. Электромагнитная дефектоскопия (магнитоимпульсные дефектоскопы ЭМДС-С)
наряду с функциональной простотой, сравнительно невысокой стоимостью и хорошей
технологичностью
не позволяет измерять размеры дефектов и особенностей ЭКС, оценивать их
форму, количество и взаимное расположение. Ограничения по чувствительности:
не выявляются локальные трещиноподобные и коррозионные дефекты без
сквозного повреждения ЭКС.
3. Трубная профилеметрия (многорычажные каверномеры Мulti-Finger Imaging Tools (MIT)
компании Sondex)
не позволяет выявлять дефекты на дефекты на наружной стороне стенки ЭКС.
4. Термометрия и расходометрия под закачкой и на притоке
выявляют только сквозные повреждения ЭКС, что недостаточно для оценки ее
ресурса и выбора оптимального способа ликвидации.
1.
Необходимо применение более эффективной технологии
20.04.2009 г.
3
Преимущества магнитной интроскопии
при контроле технического состояния скважин
№
п.п
Основные задачи
обследования скважины
Возможности магнитного интроскопа МИ-5Х
1
Выявление
негерметичности колонн
Выявление сквозных отверстий D >3 мм и трещин длиной
>30 мм
2
Определение положения
интервалов и качества
перфорации
Измерение координат и определение числа перфорационных
отверстий, положения и протяженности интервалов
перфорации по глубине колонны; точность измерения – 2 см.
3
Определение качества
муфтовых соединений и
положения элементов
конструкции ЭКС
Выявление и измерение размеров и положения муфт (с
определением межтрубного зазора), центраторов,
цементировочного башмака и других ферромагнитных
элементов конструкции
4
Определение толщины
стенки труб
Определение интегральной толщины стенки труб с
абсолютной погрешностью 0,4 мм
5
Оценка дефектности труб
Измерение координат дефектов по глубине колонны;
точность измерения – 2 см. Регистрируются координаты, тип,
форма, взаимное расположение и ортографические размеры
дефектов типа «потеря металла» и «трещина» глубиной
более 0,2 от толщины стенки колонны.
Предлагается включение в традиционный комплекс ГИС
апробированного метода магнитной интроскопии высокого разрешения
20.04.2009 г.
4
Оборудование для магнитной интроскопии эксплуатационных
колонн нефтяных и газовых скважин
Основные технические
показатели
860
МАГНИТНЫЙ
ИНТРОСКОП
МИ-5Х
Магнит
Магнит
Внутренний
Внутренний
дефект
дефект
1580
2050
Толщиномер
Сканер
интроскопа
Внешний дефект
Внешний дефект
Датчики утечки
Датчики утечки
магнитного потока
магнитного потока
ГК
Принцип действия скважинного
магнитного интроскопа основан
на регистрации полей рассеяния
от дефектов и особенностей при
намагничивании стенки ЭКС
1 Точность определения
положения дефектов
2 см
от ближайшей муфты
2 Точность определения
межтрубного зазора в
муфтовых соединениях 1 см
3 Интроскоп имеет 48 каналов,
непрерывно сканирующих
тело трубы диаметром
146/168 мм
в окружном и
осевом направлениях
4 Максимальная глубина
скважины
3200 м
5 Максимальная температура
100˚С
6 Номинальная скорость записи
данных
200 м/час
7 Время для подготовки отчета и
заключения по одной
скважине
не более 3 суток
после окончания
скважинных работ
5
Выявление коррозионных дефектов сканирующим
магнитным интроскопом МИ-50
Результаты
исследований
скважины
магнитным
интроскопом
подтверждаются
при визуальном
контроле после
подъема колонны
6
Сравнительные испытания магнитного интроскопа
МИ-50 при выявлении перфорационных отверстий
САТ-4
(12 отверстий)
МИ-50
(14 отверстий)
Сравнение с данными
акустического телевизора
САТ-4
ЭМДС-С
(13 отверстий)
МИ-50
(14 отверстий)
Сравнение с данными
электромагнитного
дефектоскопа ЭМДС-С
7
Определение интервалов негерметичности ЭКС
по данным РГД и интроскопа МИ-50
Заказчик получает более детальную информацию о
положении, характере и размерах «точки» негерметичности
ЭКС относительно традиционных методов ГИС.
Переход при КРС с «интервального» вида ремонта на
«точечный» позволяет сократить объемы ремонта.
8
Применение сканирующего магнитного интроскопа
Коррозионное
повреждение
внутренней
поверхности ЭКС
Перфорационные
отверстия
Наружная
ручейковая
коррозия
ЭКС
9
Применение сканирующего магнитного интроскопа
Определение
фактического
положения интервала
перфорации ЭКС
Коррозионные
повреждения стенки
ЭКС в интервале
перфорации
Желобообразный
износ ЭКС
10
Применение сканирующего магнитного интроскопа
Муфта
колонны
(с недоворотом
по резьбе)
Муфты
колонны
(с нормальным
доворотом
резьбы)
5 см
3 см
3 см
Определение межтрубных зазоров при выявлении
недоворотов труб в муфтовых соединениях
11
Технология выполнения работ по магнитной интроскопии ЭКС
Анализ результатов
ГИРС и паспортной
документации по
скважине
-Типоразмеры
обсадных труб;
- Давление и
температура по длине
ствола;
- Пространственное
положение скважины по
данным
инклинометрии;
- Данные
кавернометрии;
- Стратиграфия;
- Состояние цементного
кольца и его контакта с
колонной
Подготовка
скважины к
магнитной
интроскопии
- Шаблонирование
скважины
габаритно-весовым
макетом «МИ-ХХ»
- Очистка стенок
скважины при
застревании
шаблона
- Очистка скважины
при толщине
отложений > 4 мм
Магнитная
интроскопия
скважины
- Спуско-подъем
«МИ-ХХ»
- Интерпретация
результатов
- Выдача
технического
отчета по
дефектоскопии
скважины
Визуальная картина наличия
дефектов и конструктивных
особенностей ЭКС на развертке
колонны выводится на дисплей
непосредственно после
подъема прибора из скважины
ТЕХНИЧЕСКИЙ ОТЧЕТ
магнитограммы;
уточнения компоновки
скважины;
толщина стенки труб;
дефекты внутренней и
внешней поверхности
ЭКС;
интервалы перфорации
(размеры и количество
отверстий);
расположение мест
негерметичности ЭКС;
таблица дефектных
труб;
таблица муфтовых
соединений (зазоры)
таблица положения
центраторов по глубине
колонны
12
Схема выполнения оценки технического состояния скважин
13
Технический отчет по магнитной интроскопии ЭКС
На примере скважины №11ХХ куст 3Х, месторождение Ново-П___е
Таблица дефектных труб
№
трубы
Общая
оценка
1
*
902,83-913,07
Множественные каверны
2
*
913,55-924,03
Цепь каверн
3
*
925,12-934,41
Цепь каверн
4
*
935,11-946,40
Цепь каверн
Дефекты стенки
Интервал, м
Описание дефектов
Примечание: Максимальная длина и ширина обнаруженных каверн составляет 21 см и 6 см соответственно.
Магнитограмма (рис.1)
Таблица муфтовых соединений
№
муф
ты
Глуби
на, м
Межтрубный
зазор, см
Макс.
допустимый
межтрубный
зазор, см
1
908,52
2
3
2
917,79
4
3
Недоворот муфтового соединения
3
927,6
7
3
Недоворот муфтового соединения (Рис. 1)
4
936,21
4
3
Недоворот муфтового соединения
5
947,36
6
3
Недоворот муфтового соединения
Примечание
Суммарный недоворот муфт: 23 см.
 Приводятся данные о выявленных дефектах, необходимые для
выполнения ОТС с расчетом срока эксплуатации скважины
 Исследования с МИ-5Х» включаются в традиционный комплекс ГИС14
Исходные данные для ОТС
На примере скважины №11ХХ куст 3Х, месторождения Ново-П___е
Исходные данные для проведения ОТС
Данные традиционных методов ГИС
Стратигра
фическая
колонка
Результаты инклинометрии
Данные
магнитной интроскопии
Фрагмент цепи
коррозионных
каверн
Недоворот
муфты
15
Результат ОТС
скважины №11ХХ куст 3Х, месторождения Ново-П___е
Рстр = 331 кН;
[Рстр] = 673 кН
Рстр < [Рстр]
Эксплуатация
допускается
Заключение по результатам ОТС:
Допускается эксплуатация скважины на срок 2,1 года.
16
Результат ОТС скважины
типовая форма – на примере скважины №ХХ, месторождения ХХХ
Заключение по результатам ОТС: Для продления эксплуатации
скважины на 6,4 года требуется устранить недоворот №179.
17
Мы предлагаем Заказчику комплекс услуг по диагностике и оценке
технического состояния скважин на основе технологии магнитной
интроскопии
Применяя предлагаемую технологию
магнитной интроскопии
и оценки технического состояния ЭКС
Заказчик получит возможность:
 эффективно оценить состояние
скважинного фонда;
 экономить средства за счет снижения
затрат на капитальный ремонт скважин по
их фактическому состоянию
обеспечить экологическую безопасность
эксплуатации скважин
осуществить обоснованное увеличение
стоимости скважинного фонда и
капитализации компании
18