Способ определения технического состояния колонны обсадных труб в скважине

 

Использование: геофизические исследования скважин. Сущность изобретения: остановка эксплуатирующейся скважины, извлечение из нее насосно-компрессорных труб, измерение углов наклона ствола обсадной колонны с последующим их сопоставлением. Применяется локация муфтовых соединений и построение диаграммы расположения муфт по стволу колонны в дополнение к измерению углов наклона, проведение привязки положения муфтовых соединений к инклинометрическим измерениям. Определяются осевые и изгибные деформации и соответствующие им напряжения на отдельных участках в сопоставляемых предыдущем (фоновом) и текущем исследованиях изменения технического состояния.

Изобретение касается геофизических исследований скважин и может быть использовано для диагностики технического состояния обсадных эксплуатационных колонн в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений.

Известен способ определения технического состояния колонны обсадных труб в скважине, заключающийся в следующем: эксплуатирующуюся скважину останавливают, извлекают из нее колонну насосно-компрессорных труб и спускают инклинометр. Записанную инклинограмму сопоставляют с инклинограммой, полученной после проводки скважины фоновой инклинограммой, а также с инклинограммами предыдущих аналогичных определений. В результате сравнения находят участки с изменившимися углами наклона. Величина отклонения текущего угла наклона от первоначального служит основанием для выявления мест и степени деформаций колонны.

Существующий способ содержит неоговоренное допущение о недеформируемости колонны труб в осевом направлении, принимается, что длина всей колонны как и длина ее отдельных сопоставляемых участков не изменяется, изменяются лишь углы наклона на участках. Это противоречит описанным в прототипе условиям работы обсадной колонны. При разработке продуктивных пластов месторождений перемещаются все слои горных пород, вплоть до земной поверхности, возникающие при этом нагрузки вызывают осевые деформации как всей колонны, так и отдельных ее элементов. Кроме того, возможны разрывы колонны труб или внедрение их вовнутрь друг друга через муфтовое соединение. Все эти виды осевых деформаций или смещений, отражающиеся на изменении длины, в прототипе не учитываются и при сопоставлении инклинограмм не участвуют. В действительности ось колонны деформируется в осевом направлении и представляет собой кривую линию с изменяющимся углом наклона (кривизной), поэтому установить в этих условиях взаимнооднозначное соответствие между точками одного и того же участка как и границы самих участков с целью сопоставления углов наклона в предыдущем (фоновом) и текущем состояниях колонны не представляется возможным. Хотя в существующем способе содержится оговорка о применении его к начальной стадии деформации, однако отсутствуют признаки, по которым может быть установлена эта стадия.

Еще одним недостатком существующего способа является использование в качестве основного параметра, характеризующего место и степень деформации, изменение угла наклона оси колонны. Этот параметр определяет только перемещение и не всегда тесно связан с деформацией. Участок колонны, качественно зацементированный, может находиться в защемленном состоянии в пласте прочной горной породы. В случае прогиба этого пласта в пределах депрессионной воронки этот участок колонны будет иметь перемещения, но как абсолютно твердое недеформируемое тело. Поэтому изменения углов наклона не могут в данном случае однозначно служить основанием для обнаружения и изменения технического состояния колонны на этом участке.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений по мере извлечения углеводородного сырья из продуктивных пластов происходит падение пластового давления, нарушающее естественное равновесное состояние горной среды. Для поддержания пластового давления и стабилизации положения массива горных пород применяется закачка пластовых флюидов. Процессы добычи и закачки должны быть сбалансированы по месту, объему, давлению. Однако сделать это технически трудно, поэтому, как правило, извлечение сырья и закачка сопровождается деформациями не только продуктивных и поглощающих пластов, но и смещениями всех слоев горных пород вплоть до земной поверхности. Результатом этих смещений является возникновение дополнительных нагрузок на крепь скважины. Поскольку скважина может пересекать пласт под любым углом или пласт может залегать негоризонтально, то деформации пласта, происходящие по нормали к его поверхности, вызовут нагрузки на обсадную эксплуатационную колонну, имеющие радиальную, поперечную и осевую составляющие. Совокупное действие этих нагрузок вызовет вначале деформацию колонны, а затем по мере их увеличения нарушение ее целостности. Наблюдаемые формы разрушения: смятие, изгиб, разрыв колонны по муфтовому соединению в сочетании с осевым смещением обеих частей, нарушение герметичности резьбового соединения и тела трубы трещинообразованиями. Это свидетельствует о том, что формы деформации, предшествующие разрушению, как правило, имеют вид продольно-поперечного изгиба сопровождаемого смятием.

Так как процессы, составляющие содержание разработки месторождения растянуты во времени (10-15-20 лет и более), то в зонах горных пород, активизированных этими процессами, постоянно идет изменение структуры полей напряжений и деформаций и соответственно действующих на крепь нагрузок, вызывающих такое же постепенное накопление напряжений и деформаций в эксплуатационной колонне, отражающихся на ее техническом состоянии.

Заявляемое изобретение направлено на решение задачи обнаружения изменения технического состояния колонны обсадных труб периодическими исследованиями ее геометрических характеристик с последующим определением изменения деформаций и напряжений в сопоставляемых предыдущем (фоновом) и текущем исследованиях.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в каждом исследовании технического состояния производят в отличии от существующего способа дополнительно к инклинометрии муфтометрию и последующую привязку положения муфтовых соединений к инклинометрическим измерениям. В результате проведения этой операции вся длина колонны в инклинометрических измерениях размечается, что делает возможным установление положением муфтовых соединений границ отдельных участков в сопоставляемых исследованиях. Проведением муфтометрии выделяют случаи нарушения целостности обсадной колонны в виде разрыва непрерывности.

Другое отличие состоит в том, что в дополнение к используемому в существующем способе углу наклона на отдельных участках, муфтометрией определяют величину осевого перемещения как разность длин участка в сопоставляемых исследованиях. Кривизна колонны на участке определяется по углам наклона, измеренным в каждом исследовании.

Третье отличие состоит в том, что в качестве основания для суждения о наличии изменения технического состояния используют деформации и соответствующие им напряжения.

Это принципиальное отличие, поскольку проектирование обсадной колонны производят по напряжениям. Соблюдение условия прочности по напряжениям это необходимое условие, определяющее работоспосбность колонны (техническое состояние) на всех стадиях эксплуатации. Только напряжения в колонне являются тем интегральным показателем реакции колонны на всю совокупность действующих на нее нагрузок и воздействий, возникающих при разработке месторождений, и, следовательно, являются основной мерой технического состояния. Кроме того, величина изменения напряженного состояния служит основанием для определения остаточного ресурса прочности.

Способ осуществляют следующим образом. После остановки скважины и извлечения из нее колонны насосно-компрессорных труб в скважину пускают инклинометр и измеряют углы наклона ствола обсадной колонны по всему стволу или в интересующих участках, производят запись этих углов. Затем производят локацию муфтовых соединений, получают диаграмму расположения муфт по стволу колонны. Строят график изменения углов наклона по стволу скважины в том же масштабе, что и диаграмма локации муфт. Производят привязку положений муфтовых соединений к инклинометрическим измерениям путем совмещения обоих графиков. Сопоставляют полученный результат (инклинограмму) с аналогичным результатом (инклинограммой) в предыдущем (фоновом) исследовании. В результате сравнения, используя муфтовые соединения, находят соответствующие участки и их границы на обеих инклинограммах. Сравнивают изменение углов наклона на участках и находят участки с изменившимися углами наклона.

Для каждого из участков производят определение распределения кривизны по замеренным значениям углов наклона. Отыскивают максимальные значения кривизны, определяют изменение кривизны. Совмещают диаграммы локации муфт, устанавливают изменение длины участка абсолютную осевую деформацию. По найденным деформациям определяют изменение напряженного состояния. По величинам деформаций и напряжений судят о наличии и степени изменения технического состояния колонны обсадных труб.

Таким образом предлагаемый способ имеет по сравнению с прототипом следующие преимущества: точное определение границ отдельных участков по положению муфтовых соединений в каждом из сопоставляемых исследований; расширен диапазон сравниваемых геометрических характеристик на отдельных участках за счет дополнительного к углам наклона введения в рассмотрение осевого перемещения (деформации); в качестве основных параметров, связанных с обнаружением и изменением технического состояния колонны, используются деформации и напряжения.

Приведенные преимущества повышают эффективность исследований по обнаружению и выявлению степени изменения технического состояния и увеличивают способность предупреждения возникновения аварий с нарушением целостности обсадных колонн.

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ КОЛОННЫ ОБСАДНЫХ ТРУБ В СКВАЖИНЕ, включающий остановку скважины, извлечение из нее насосно-компрессорных труб, измерение углов наклона ствола обсадной колонны и последующее их сопоставление, отличающийся тем, что при каждом исследовании по обнаружению изменения технического состояния производят параллельно с измерением углов наклона локализацию муфтовых соединений с последующим построением диаграммы расположения муфт по стволу колонны, а о степени изменения технического состояния за период между предыдущим (фоновым) и текущим исследованиями судят по изменению деформаций и напряжений на отдельных участках по формулам Δl= l_т-l_п, ΔK=K_т-K_п, где Δl - абсолютное изменение длины участка, ограниченного его муфтовыми соединениями, м; l_т - длина того же участка в текущем исследовании, м; l_п - длина того же участка в предыдущем (фоновом) исследовании, м:
ΔΚ - абсолютное изменение кривизны на участке, ограниченном его муфтовыми соединениями, м^-1;
K_т - наибольшее значение кривизны на том же участке, соответствующее измеренным углам наклона в текущем исследовании, м^-1:
K_п - наибольшее изменение кривизны на том же участке, соответствующее измеренным углам наклона в предыдущем (фоновом) исследовании, м^-1;
Ds - абсолютное изменение нормальных напряжений на том же участке, МПа;
d - наружный диаметр обсадной колонны, м;
E - модуль Юнга материала обсадной колонны, МПа.