8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Техническая диагностика скважин


ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН

Lorem ipsum dolor sit amet, consectetur adipisicing elit. Animi architecto eveniet omnis reprehenderit. Accusantium delectus dicta dolor dolorem, ex excepturi fugiat id ipsa iure maxime numquam optio porro quasi, sunt.

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН

Диагностика технического состояния скважины заключается в определении мест нарушений герметичности эксплуатационной колонны, НКТ, забоя, интервала врезки второго ствола. Применяется во всех категориях скважин. Наиболее успешно решается в неперфорированных скважинах, а также в скважинах с интервалами перфорации, отсеченными пакером. Комплекс геофизических методов и технология измерений выбираются в зависимости от скважинных условий. Задача диагностики технического состояния скважины может выполняться совместно с определением профиля притока (поглощения).


ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА:
  • определение мест нарушений герметичности эксплуатационной колонны и подземного оборудования;
  • определение вида негерметичности: муфтовые соединения обсадной колонны или НКТ, трещины по телу трубы, порыв колонны, обрыв НКТ;
  • контроль технических элементов конструкции скважины;
  • определение дебита (приемистости) мест негерметичности;
  • определение состава притока интервала негерметичности;
  • выявление заколонных перетоков.
РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ: КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ:
  • Выполняется комплексной геофизической аппаратурой Сова-2, Сова-3, Сова-5, Сова-9, Расходомер Сова-3р;
  • Применяются различные технологии исследований: при закачке от водовода (агрегата), при фонтанировании, при вызове притока компрессированием или свабированием, при закачке короткоживущих экологически безопасных радиоактивных изотопов по методике РКР;
  • Детализацию мест негерметичности обсадных колонн в интервалах, перекрытых колоннами НКТ, целесообразно проводить после поднятия НКТ.
  • гамма-каротаж,
  • магнитный локатор муфт,
  • барометрия, манометрия,
  • высокочувствительная термометрия,
  • диэлькометрическая влагометрия,
  • индукционная резистивиметрия,
  • термокондуктивный индикатор притока,
  • механическая расходометрия,
  • целесообразно проводить после поднятия НКТ.

Демидов Константин Александрович Начальник КИП-2 телефон: 8 (34667) 4-43-42 [email protected]

Рыбин Никита Петрович Главный инженер Когалымской промыслово-геофизической экспедиции телефон: 8 (34667) 4-44-78 [email protected]

Власов Степан Валерьевич Начальник КИП-3 телефон: 8 (3472) 26-71-14

Кокоулин Сергей Викторович Главный инженер Ямальской промыслово-геофизической экспедиции телефон: 8-908-89-55-729 [email protected]

Вопросы и ответы

Вопросов пока нет

Задать вопрос

www.kngf.org

СТО Газпром 2-2.3-145-2007 «Инструкция по техническому диагностированию скважин ПХГ»

Искать все виды документовДокументы неопределённого видаISOАвиационные правилаАльбомАпелляционное определениеАТКАТК-РЭАТПЭАТРВИВМРВМУВНВНиРВНКРВНМДВНПВНПБВНТМ/МЧМ СССРВНТПВНТП/МПСВНЭВОМВПНРМВППБВРДВРДСВременное положениеВременное руководствоВременные методические рекомендацииВременные нормативыВременные рекомендацииВременные указанияВременный порядокВрТЕРВрТЕРрВрТЭСНВрТЭСНрВСНВСН АСВСН ВКВСН-АПКВСПВСТПВТУВТУ МММПВТУ НКММПВУП СНЭВУППВУТПВыпускГКИНПГКИНП (ОНТА)ГНГОСТГОСТ CEN/TRГОСТ CISPRГОСТ ENГОСТ EN ISOГОСТ EN/TSГОСТ IECГОСТ IEC/PASГОСТ IEC/TRГОСТ IEC/TSГОСТ ISOГОСТ ISO GuideГОСТ ISO/DISГОСТ ISO/HL7ГОСТ ISO/IECГОСТ ISO/IEC GuideГОСТ ISO/TRГОСТ ISO/TSГОСТ OIML RГОСТ ЕНГОСТ ИСОГОСТ ИСО/МЭКГОСТ ИСО/ТОГОСТ ИСО/ТСГОСТ МЭКГОСТ РГОСТ Р ЕНГОСТ Р ЕН ИСОГОСТ Р ИСОГОСТ Р ИСО/HL7ГОСТ Р ИСО/АСТМГОСТ Р ИСО/МЭКГОСТ Р ИСО/МЭК МФСГОСТ Р ИСО/МЭК ТОГОСТ Р ИСО/ТОГОСТ Р ИСО/ТСГОСТ Р ИСО/ТУГОСТ Р МЭКГОСТ Р МЭК/ТОГОСТ Р МЭК/ТСГОСТ ЭД1ГСНГСНрГСССДГЭСНГЭСНмГЭСНмрГЭСНмтГЭСНпГЭСНПиТЕРГЭСНПиТЕРрГЭСНрГЭСНсДИДиОРДирективное письмоДоговорДополнение к ВСНДополнение к РНиПДСЕКЕНВиРЕНВиР-ПЕНиРЕСДЗемЕТКСЖНМЗаключениеЗаконЗаконопроектЗональный типовой проектИИБТВИДИКИМИНИнструктивное письмоИнструкцияИнструкция НСАМИнформационно-методическое письмоИнформационно-технический сборникИнформационное письмоИнформацияИОТИРИСОИСО/TRИТНИТОсИТПИТСИЭСНИЭСНиЕР Республика КарелияККарта трудового процессаКарта-нарядКаталогКаталог-справочникККТКОКодексКОТКПОКСИКТКТПММ-МВИМВИМВНМВРМГСНМДМДКМДСМеждународные стандартыМетодикаМетодика НСАММетодические рекомендацииМетодические рекомендации к СПМетодические указанияМетодический документМетодическое пособиеМетодическое руководствоМИМИ БГЕИМИ УЯВИМИГКМММНМОДНМонтажные чертежиМос МУМосМРМосСанПинМППБМРМРДСМРОМРРМРТУМСанПиНМСНМСПМТМУМУ ОТ РММУКМЭКННАС ГАНБ ЖТНВННГЭАНДНДПНиТУНКНормыНормы времениНПНПБНПРМНРНРБНСПНТПНТП АПКНТП ЭППНТПДНТПСНТСНЦКРНЦСОДМОДНОЕРЖОЕРЖкрОЕРЖмОЕРЖмрОЕРЖпОЕРЖрОКОМТРМОНОНДОНКОНТПОПВОПКП АЭСОПНРМСОРДОСГиСППиНОСНОСН-АПКОСПОССПЖОССЦЖОСТОСТ 1ОСТ 2ОСТ 34ОСТ 4ОСТ 5ОСТ ВКСОСТ КЗ СНКОСТ НКЗагОСТ НКЛесОСТ НКМОСТ НКММПОСТ НКППОСТ НКПП и НКВТОСТ НКСМОСТ НКТПОСТ5ОСТНОСЭМЖОТРОТТПП ССФЖТПБПБПРВПБЭ НППБЯПВ НППВКМПВСРПГВУПереченьПиН АЭПисьмоПМГПНАЭПНД ФПНД Ф СБПНД Ф ТПНСТПОПоложениеПорядокПособиеПособие в развитие СНиППособие к ВНТППособие к ВСНПособие к МГСНПособие к МРПособие к РДПособие к РТМПособие к СНПособие к СНиППособие к СППособие к СТОПособие по применению СППостановлениеПОТ РПОЭСНрППБППБ-АСППБ-СППБВППБОППРПРПР РСКПР СМНПравилаПрактическое пособие к СППРБ АСПрейскурантПриказПротоколПСРр Калининградской областиПТБПТЭПУГПУЭПЦСНПЭУРР ГазпромР НОПРИЗР НОСТРОЙР НОСТРОЙ/НОПР РСКР СМНР-НП СРО ССКРазъяснениеРаспоряжениеРАФРБРГРДРД БГЕИРД БТРД ГМРД НИИКраностроенияРД РОСЭКРД РСКРД РТМРД СМАРД СМНРД ЭОРД-АПКРДИРДМРДМУРДПРДСРДТПРегламентРекомендацииРекомендацияРешениеРешение коллегииРКРМРМГРМДРМКРНДРНиПРПРРТОП ТЭРС ГАРСНРСТ РСФСРРСТ РСФСР ЭД1РТРТМРТПРУРуководствоРУЭСТОП ГАРЭГА РФРЭСНрСАСанитарные нормыСанитарные правилаСанПиНСборникСборник НТД к СНиПСборники ПВРСборники РСН МОСборники РСН ПНРСборники РСН ССРСборники ценСБЦПСДАСДАЭСДОССерияСЗКСНСН-РФСНиПСНиРСНККСНОРСНПСОСоглашениеСПСП АССП АЭССправочникСправочное пособие к ВСНСправочное пособие к СНиПСправочное пособие к СПСправочное пособие к ТЕРСправочное пособие к ТЕРрСРПССНССЦСТ ССФЖТСТ СЭВСТ ЦКБАСТ-НП СРОСТАСТКСТМСТНСТН ЦЭСТОСТО 030 НОСТРОЙСТО АСЧМСТО БДПСТО ВНИИСТСТО ГазпромСТО Газпром РДСТО ГГИСТО ГУ ГГИСТО ДД ХМАОСТО ДОКТОР БЕТОНСТО МАДИСТО МВИСТО МИСТО НААГСТО НАКССТО НКССТО НОПСТО НОСТРОЙСТО НОСТРОЙ/НОПСТО РЖДСТО РосГеоСТО РОСТЕХЭКСПЕРТИЗАСТО САСТО СМКСТО ФЦССТО ЦКТИСТО-ГК "Трансстрой"СТО-НСОПБСТПСТП ВНИИГСТП НИИЭССтП РМПСУПСССУРСУСНСЦНПРТВТЕТелеграммаТелетайпограммаТематическая подборкаТЕРТЕР Алтайский крайТЕР Белгородская областьТЕР Калининградской областиТЕР Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕР Краснодарского краяТЕР Мурманская областьТЕР Новосибирской областиТЕР Орловской областиТЕР Республика ДагестанТЕР Республика КарелияТЕР Ростовской областиТЕР Самарской областиТЕР Смоленской обл.ТЕР Ямало-Ненецкий автономный округТЕР Ярославской областиТЕРмТЕРм Алтайский крайТЕРм Белгородская областьТЕРм Воронежской областиТЕРм Калининградской област

files.stroyinf.ru

Диагностика нефтяных и газовых скважин системами телеинспекции

В данной статье рассматриваются задачи телевизионного обследования (видео каротажа) нефтяных и газовых скважин, особенности условий в нефтегазовых скважинах и их влияния на требования, предъявляемые к системам телеинспекции. Также проводится сравнение возможностей систем телеинспекции на основе оптоволоконного кабеля, передающего живое цветное видеоизображение и систем на основе черно-белой видеокамеры, передающей покадровое видеоизображение по стандартному геофизическому кабелю.

1. Задачи телевизионной диагностики нефтегазовых скважин.

К основным задачам диагностики нефтегазовых скважин методом телеинспекции относятся исследование насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадных труб на предмет расстыковок и механических повреждений, обследование застрявших в скважине предметов, исследование притока пластовых флюидов, исследование перфорации и образовавшихся твердых осадков, а также обследование забоя скважины.

Интервал обсадной колонны со значительной язвенной коррозией, которая может привести к аварии при капремонте скважины. Здесь нефть поступает через песчаную пробку, а большие открытые перфорации простаивают. Пузырьки нефти не эмульгируют в стволе скважины, сохраняясь в отдельных фазах до ввода в трубопровод. Образование отложений в областях с активным притоком воды. При поступлении воды под давлением в зону с более низким давлением и температурой минералы осаждаются на стенках скважины и перекрывают перфорацию.

При помощи телеинспекции можно идентифицировать упавшие в скважину предметы и детали бурильного оборудования для выбора метода их извлечения (без телеинспекции эта задача решается многократным спуском свинцовой печати и определения типа застрявшего предмета по полученному оттиску, что значительно дольше и менее информативно). Можно также идентифицировать повреждения обсадных колонн, устанавливать положение и ориентацию заглушек, отводных клиньев, окон в многопластовых скважинах и т.д.

Кабельная лента от электрического насоса в скважине. Эта разрезанная труба не могла быть извлечена стандартными захватами. Спуск печатей не дал достаточной информации. После телеинспекции был подобран подходящий инструмент для извлечения трубы. Вследствие аварии части насосных штанг упали в скважину. Попытки их захватить и вынуть до телеинспекции привели к их смятию и усложнили проблему. Телеинспекция позволила подобрать способ извлечения.

Обследование обсадной колонны скважины, как правило, проводится в ходе капитального ремонта скважины (КРС). Обследование НКТ в некоторых случаях может проводиться и без останова скважины на капитальный ремонт.

2. Параметры нефтяных и газовых скважин и требования, которые они накладывают на системы телеинспекции.

Хотя задачи телеинспекции нефтяных и газовых скважин близки к задачам обследования водозаборных скважин, оборудование для телеинспекции нефтегазовых скважин имеет существенные отличия. Это определяется параметрами нефтегазовых скважин.

Первый существенный фактор – это глубина нефтегазовых скважин, которая может достигать 4000 метров (и более). Передача цветного живого видеоизображения на такое расстояние по тонкому коаксиальному кабелю или по витой паре невозможна. В связи с этим применяют либо системы с оптическим кабелем для передачи цветного живого видео, либо видеокамеры, которые подсоединяются к стандартным геофизическим кабелям и передают последовательный набор черно-белых фотографий. Большая глубина скважин накладывает дополнительные требования и на скорость спуска и подъема видеокамеры для оптимизации времени обследования скважины.

Второй фактор – это температура, которая на уровне забоя нефтегазовой скважины может достигать 90-125 градусов Цельсия (и более). Соответственно, видеокамера должна оставаться работоспособной при такой температуре.

Третьим фактором является то, что при телеинспекции нефтегазовых скважин часто интерес представляет обследование внутреннего состояния НКТ, для этого диаметр видеокамеры не должен превышать 42 мм.

Четвертым фактором является высокая мутность скважинного флюида в нефтяных скважинах. Особенно это характерно для скважин в России, и это может оказаться серьезным препятствием для широкого внедрения телеинспекции нефтяных скважин в нашей стране.

Для видеообследования стенок обсадной колонны в условиях повышенной мутности применяют комбинированные видеокамеры с модулем прямого обзора и модулем бокового обзора, каждый из которых имеет собственные светильники. Модуль прямого обзора смотрит вниз и может хорошо увидеть застрявшие в скважине предметы и состояние забоя, но плохо видит стенки обсадной колонны, так как расстояние до стенки и, соответственно, слой мутной воды, с учетом угла обзора видеокамеры достаточно велики. Видеокамера модуля бокового обзора смотрит непосредственно на стенки обсадной колонны и может вращаться для осмотра стенки по всей окружности. Расстояние между видеокамерой бокового обзора и стенкой обсадной колонны минимально, слой мутной воды небольшой, что позволяет увидеть состояние стенки колонны.

Еще одним фактором является наличие слоя нефти у зеркала скважины. Для предотвращения образования нефтяной пленки на стеклах камеры при прохождении зеркала скважины используются специальные методы и материалы.

При необходимости телевизионного обследования забоя нефтяной скважины в условиях высокой мутности жидкости в скважине применяется спуск видеокамеры через НКТ до забоя с последующим нагнетанием чистой воды через НКТ вниз к забою, что позволяет создать область прозрачной воды в зоне обследования.

Проведение телевизионной диагностики НКТ при вводе видеокамеры через лубрикатор в НКТ скважины, находящейся под давлением, необходимо учитывать давление, выталкивающее видеокамеру из скважины и препятствующее ее спуску. Это давление зависит от площади сечения кабеля видеокамеры — так как площадь нижней части видеокамеры, на которую действует давление, больше площади верхней части видеокамеры на величину площади сечения кабеля, уходящего в лубрикатор.

 

Характерной особенностью видеокамер для нефтяных и газовых скважин изначально являлся вынос галогенного светильника камеры прямого обзора вперед на некоторое расстояние от объектива камеры – для улучшения освещения стенок скважины в зоне их осмотра.

 

Однако с развитием светодиодных светильников последнее время чаще делают камеры со светодиодами, расположенными на уровне объектива камеры.

 

Как правило, видеокамеры для нефтяных и газовых скважин дополнительно оснащают датчиками температуры и давления.

Чаще всего питание видеокамеры для скважин осуществляется по кабелю, хотя встречаются и системы с питанием от аккумуляторов.

3. Сравнение систем телевизионной диагностики скважин, передающих живое цветное видео и систем, передающих покадровое черно-белое изображение.

Система телеинспекции нефтяных и газовых скважин на основе оптоволоконного кабеля, позволяющая передавать живое цветное видео, состоит из поста управления с монитором и устройством видеозаписи, цветной видеокамеры со встроенными светильниками (которая может быть как только прямого обзора, так и двуракурсной – с модулями прямого и бокового обзора), центраторов и кабельного барабана со специальным комбинированным грузонесущим оптическим кабелем длиной до 4000 метров на специальном кабельном барабане.

Комбинированный оптический кабель изготавливается специально для таких систем. На сегодня не известны отечественные кабели, которые выдержали бы большое количество смоток и размоток и были бы достаточно надежны, даже при использовании нескольких резервных оптических линий. Импортные специальные оптические кабели значительно надежнее, но их цена очень высока.

Преимуществом такой системы является цветное видеоизображение в реальном времени, которое значительно более информативно, чем покадровая передача черно-белых фотографий и позволяет, в том числе, оценивать притоки пластовых флюидов и анализировать характер образовавшихся отложений по их цвету.

Использование двуракурсной видеокамеры (с управляемым приводом вращения камеры бокового обзора) в такой системе дает дополнительные возможности по качественному обследованию стенок НКТ и обсадной колонны. А в случае низкой прозрачности скважинного флюида двуракурсная камера может являться единственным решением, позволяющим производить обследование стенок скважины.

Недостатками такой системы являются высокая стоимость, необходимость размещения системы на отдельном специальном грузовике, который, как правило, не несет на себе больше никакого геофизического оборудования. С точки зрения ремонтопригодности самым слабым местом таких систем является оптический кабель, так как его восстановление в случае обрыва жилы может выполнить только квалифицированный специалист со специальным оборудованием.

Фильм по системе телеинспекции скважин с оптическим кабелем.

Система телеивизионной диагностики скважин на основе черно-белой камеры с покадровой передачей информации состоит из видеокамеры со светильником, центраторов и поста управления. В качестве кабеля такая система использует любой стандартный геофизический кабель, в котором есть хотя бы одна жила кроме оплетки, а в качестве кабельного барабана – стандартный геофизический подъемник с регулируемой в нужных пределах скоростью спуска и подъема.

Видеокамера передает по кабелю последовательность быстро обновляемых черно-белых фотографий с интервалом 1,7 с (или более). Использование двуракурсной камеры в такой системе невозможно. Такая система проще, компактнее, надежнее и дешевле, но возможности ее сильно ограничены. При этом такая система вполне может использоваться в большом количестве случаев, когда обследование касается неподвижных объектов, цвет не имеет большого значения и одной качественной фотографии бывает достаточно, чтобы определить проблему.

Фильм по системе телеинспекции скважин с покадровой передачей информации.

vistaros.ru

Обследование и подготовка ствола скважины

Обследование скважины проводят после установления герметичности колонной головки с целью определения глубины забоя и уровня жидкости, пр

Обследование скважины проводят после установления герметичности колонной головки с целью определения глубины забоя и уровня жидкости, проверки состояния экс.колонны и ствола скважины, чтобы установить наличие в нем дефектов, аварийного подземного оборудования и посторонних дефектов. Эти работы производят печатями.


Печать - специальное устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной 8 - 10 мм. По оси корпуса предусмотрено сквозное отверстие, через которое прокачивается жидкость. В верхней части имеется резьба для присоединения к бурильным трубам и НКТ, на которых печать спускают в скважину. Применяют плоские, конусные, универсальные и гидравлические печати.


Плоская печать предназначена для определения глубины находящегося в скважине аварийного подземного оборудования, состояния его концов и переходных воронок обсадных колонн. Диаметр цилиндрической части свинцовой оболочки печати должен быть меньше внутреннего диаметра обследуемой колонны на 10 - 12 мм.
Конусная печать предназначена для получения отпечатков стенки экс.колонны, фильтровой части, участков сложных нарушений, смятий, трещин. Свинцовую оболочку этой печати изготавливают так, чтобы диаметр широкой части был на 6 - 10 мм меньше внутреннего диаметра обследуемой колонны, а нижняя часть конуса была бы на 50 - 55 мм меньше широкой части.


Универсальная печать ПУ - 2 имеет алюминиевую оболочку и состоит из корпуса, зажимного устройства и переводника. Корпус представляет собой цилиндрическое тело, на верхнем конце которого имеется конусная резьба под переводник. На утолщенную часть корпуса снизу надевают сменные резиновый стакан и алюминиевую оболочку. Печать в собранном виде спускают в скважину на бурильных трубах или НКТ. Не доводя до головы обследуемого объекта спуск печати, замедляют, и дальнейший спуск и посадку ее производят с проводкой скважины. Сжимающая нагрузка, передаваемая на печать 1500 - 2000 т, что вполне достаточно для получения отчетливого оттиска на алюминиевом торце. Под действием сжимающей нагрузки алюминиевая оболочка и резиновая подушка деформируются.
Гидравлическая печать ПГ-1 предназначена для обследования эксплуатационных колонн. Позволяет получить более четкое представление о характере и строении поврежденной колонны на всей площади соприкасающихся поверхностей резинового элемента и экс.колонны (длинна резинового элемента 4 м). В трубы, на которых спускают печать в скважину, нагнетают жидкость. Проходя через отверстие, просверленное во внутренней трубе печати, жидкость попадает под резиновый элемент, который плотно прижимается к внутренней стенке колонны. Давление доводят до 100 Атм, выдерживают в течении 5 мин, затем уменьшают до атмосферного (стравливают). После этого печать поднимают на поверхность. Посадка печати дважды не допускается, так как это дает искаженный отпечаток.
Иногда наличие в колонне дефектов (продольных трещин, протертостей в колонне, пропусков в резьбовых соединениях), через в которые в скважину поступают посторонние воды, не удается обнаружить с помощью печати. В таких случаях обследование скважины осуществляется другими способами. Один из таких способов - перекрытие фильтровой части песком, глиной или установка пакера с последующим испытанием верхней части колонны на герметичность. Фильтр перекрывать можно также установкой мостов из различных материалов.

neftegaz.ru

Способ исследования технического состояния скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин.

Известен принятый за прототип способ исследования технического состояния скважин путем двукратной регистрации распределений температуры вдоль оси ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, расположенных вдоль ствола скважины на определенном расстоянии друг от друга, с последующим сопоставлением полученных термограмм / а.с. СССР №1411446, кл. Е21В 47/00, 1983/.

Недостатком известного способа является сложность его реализации.

Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является упрощение практической реализации способа.

Данный технический результат достигается за счет того, что в известном способе исследования технического состояния скважины путем двукратной регистрации распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, расположенных на определенном расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины, с последующим сопоставлением полученных термограмм, Сопоставление полученных диаграмм осуществляют путем их корреляционной обработки, по результатам которой судят о наличии геофизических неоднородностей в пластах скважины или наличии в ней перетоков флюида.

Также проводят дополнительную двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, для различных расстояний между ними.

Также проводят дополнительную двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа, осуществляемого для различных скоростей.

Изобретение поясняется чертежами. На фиг.1 представлена схема устройства для реализации способа; на фиг.2 - термограммы, полученные за один проход скважины двумя идентичными термометрами, расположенными на расстоянии X друг от друга вдоль ее оси; на фиг.3 - диаграмма корреляционной функции двух полученных термограмм.

Устройство для реализации способа в скважине 1 с насосно-компрессорной трубой (НКТ 2) содержит каротажную систему, включающую в себя два идентичных термометра 3 и 4, закрепленные на каротажном кабеле 5 на известном расстоянии X вдоль ствола скважины.

Один из термометров может быть выполнен с возможностью его смещения вдоль каротажного кабеля 5, что позволяет изменять расстояние X между термометрами 3 и 4.

Имеются также измеритель 6 глубины h погружения термометров 3, 4 в скважину 1 с помощью спускоподъемного устройства 7 (СПУ 7), два усилителя 8, 9, коррелятор 10 и регистратор 11. В качестве последнего может использоваться компьютер.

Электрические связи между электронными блоками представлены на фиг.1.

Электрические сигналы с термометров 3, 4 с СПУ 7 поступают на усилители 8, 9 и измеритель 6 глубины h погружения термометров 3, 4. Усилители 8, 9 связаны с входами коррелятора 10, выход которого подключен к регистратору 11. Выходы усилителя 8 и измерителя 6 глубины погружения также связаны с входами регистратора 11.

Способ реализуется следующим образом. С помощью СПУ 7 опускают систему термометров 3, 4 вдоль ствола скважины 1 с равномерной скоростью V, предварительно установив расстояние X между термометрами 3, 4 максимальным для данного устройства.

При этом осуществляется двукратная регистрация распределения температуры вдоль ствола скважины.

На фиг.2 представлены две кривые температурных распределений, искусственно сдвинутые одна относительно другой. На глубине h1 (фиг.1, 2) скважины 1 термометры 3, 4 пересекают породу с повышенной теплопроводностью. В связи с этим на распределениях температуры появляются температурные аномалии.

Температурные аномалии, возникающие от наличия в породе пластовых неоднородностей 12, носят стационарных характер, поэтому регистрируемые термометрами 3, 4 аномалии совпадают по форме.

На глубине h2 термокаротаж позволяет выделить интервалы перетоков флюида, например, через негерметичное заколонное пространство 13 (фиг.1). Регистрируемая термометрами 3, 4 аномалия теплового поля в этом случае носит нестационарный характер и термометры 3, 4 зарегистрируют различную форму температурной аномалии (фиг.2).

Сигналы с термометров 3, 4 после их усиления в усилителях 8, 9 подаются на коррелятор 10. Время t запаздывания одного сигнала относительно другого задается в корреляторе равным t=X/V.

Значение коэффициента K корреляции двух сигналов до глубины h1 будет близко к единице, а на глубине h2 будет меньшим единицы, поскольку здесь сигналы не совпадают между собой (фиг.3).

На регистратор 11 подаются сигналы с одного из термометров, с коррелятора 10 и измерителя 6 глубины.

По значению корреляционной функции между двумя сигналами на термограмме можно диагностировать наличие геофизических аномалий в горной породе и наличие перетоков флюида через негерметичную колонну за один проход двух термометров вдоль ствола скважины.

Для уточнения результатов исследований термокаротаж можно проводить при различных скоростях V и различных расстояниях X между термометрами.




edrid.ru

Техническое состояние - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Техническое состояние - скважина

Cтраница 1

Техническое состояние скважин подлежит детальному обследованию вследствие значительного износа обсадных и эксплуатационных колонн, подвергавшихся, с начала 80 - х годов, активному воздействию агрессивной среды, а именно радиоактивного рассола.  [1]

Техническое состояние скважины должно удовлетворять правилам охраны окружающей среды: эксплуатационная колонна должна быть герметична и должны отсутствовать заколонные перетоки. Высота подъема цемента в скважине должна быть до устья.  [2]

Техническое состояние скважин должно соответствовать номинальным параметрам, в частности: устьевая арматура, обсадная колонна и насосно-компрессорные трубы должны быть герметичны при давлении опрессовки, указанном в паспорте.  [3]

Техническое состояние скважины и его соответствие предъявляемым требованиям во многом определяются технологией сооружения, которая выбирается с учетом конкретных геолого-технических условий. Необходимой составной частью сооружения скважины является контроль технологических параметров проходки, искривления и сечения ствола скважины, спуска колонн и их крепления, герметичности труб и их сварных или резьбовых соединений, состояния цементного камня, характера вскрытия пласта-коллектора.  [4]

Техническое состояние скважины является немаловажным фактором, влияющим на результативность и продолжительность испытания. Герметичность обсадной колонны и устьевого оборудования, высокое качество крепления способствуют качественному проведению процесса испытания.  [5]

Техническое состояние скважины должно обеспечивать: разобщение пластов; герметичность затрубного пространства, заполненного тампонажным материалом; герметичность эксплуатационной колонны и кондуктора; герметичность устья.  [6]

Техническое состояние скважин, обусловленное только состоянием эксплуатационной колонны, оценивается путем проведения исследований, в основном, методами термометрии, де-битометрии, расходометрии, поинтервальной опрессовки паке-ром, реже - плотнометрии, резистивиметрии, влагометрии, закачивания высоковязкой жидкости.  [7]

Влияние технического состояния скважины на кривые радиометрических исследований скважин подробно рассмотрены ниже при описании каждого метода радиометрии.  [8]

Контроль технического состояния скважин методом цементомет-рии осуществляют в комплексе с традиционными геофизическими методами. Методами электрометрии, термометрии, акустики устанавливают места нарушения колонны. При помощи термометрии обнаруживают интервалы затрубной циркуляции вод, обусловленной некачественным цементажом. Электромагнитным методом или измерением естественных потенциалов устанавливают участки интенсивной коррозии колонны.  [9]

Анализ технического состояния скважин свидетельствует о необходимости ликвидации большинства из них. При этом практически на всех скважинах необходимо провести работы по восстановлению устьев. Эти работы на ряде скважин будут осложнены проявлением газа или пластовых вод с газом. Так как работы по ликвидации скважин можно проводить только в зимний период, то, даже при незначительных газоводопроявлениях на устье, а также в интервале слоя сезонного промерзания могут образоваться ледяные пробки, под которыми обязательно возникнут газовые скопления. Не исключено, что в разрезах некоторых скважин имеются многолетнемерзлые породы. Поэтому отсутствие газоводопроявле-ний в скважинах может быть связано с образованием ледяных пробок в стволах в интервале ММП, под которыми может находиться газ с повышенным давлением.  [10]

Диагностика технического состояния скважин является составной частью капитального ремонта скважин и проводится с целью оценки надежности разобщения пластов и герметичности затрубного пространства, эксплуатационной колонны и устья.  [11]

Исследования технического состояния скважины также должны строго регламентироваться и по методам, и по периодичности.  [12]

Контроль технического состояния скважин ПХГ методами ГИС основан на сравнительном анализе фоновых и последующих ( временных) геофизических исследований, выполненных в условиях одинаковой конструкции скважины.  [13]

Конструкция и техническое состояние скважины учитываются по специальным методикам.  [14]

Конструкцию и техническое состояние скважины в регистрируемой величине /, учитывают по специальным методикам, аналогичным ННМ-Т.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Обследование и техническое обслуживание водозаборных скважин

Кому нужно делать: пользователи недр, осуществляющие добычу подземных вод.

Сроки: в соответствии с лицензионными условиями, или по мере необходимости.

У владельцев водозаборных скважин возникает много вопросов:

  • Как оценить работу буровой организации или организации, нанятой для обслуживания скважины?
  • Как увеличить долговечность и улучшить продуктивность скважины?
  • Что делать, если снижается дебит скважины?
  • Как осуществить восстановление паспорта скважины?
  • Что делать, если скважина вышла из строя, а причину установить не удается?

Мы поможем найти ответы на эти и многие другие вопросы!

Для получения консультации звоните: тел. +7 (3412) 52-69-67, 52-67-71.

Обследование скважины

Правильная эксплуатация и уход являются залогом надежной работы водозаборной скважины. В процессе использования невозможно избежать снижения ее дебита. Именно этим обусловлена необходимость регулярно проводить обследование водозаборных скважин и их техническое обслуживание. При выявлении отклонений проводится восстановление скважины механическим, химическим или комбинированным методом. Из-за того, что плановое обслуживание скважины требует материальных затрат, специалистов вызывают, когда состояние становится критическим или авария уже произошла. Сразу возникает вопрос: почему скважина вышла из строя? Как осуществить ремонт водозаборной скважины в короткие сроки и с минимальными затратами?

На основе данных, полученных в результате геофизических методов исследования, невозможно точно определить состояние скважины. Наиболее полную картину может дать телевизионная диагностика, которая позволяет провести детальное обследование водозаборных скважин, выявить нарушения и, в случае необходимости, определить перечень ремонтных работ. Этот метод является наиболее эффективным при извлечении из скважины попавших в нее посторонних предметов, упавших труб или насосов. Ведь зачастую такие засоры ведут к уничтожению скважины вследствие невозможности определения местонахождения предмета. Телевизионный метод в обязательном порядке используется, если необходим ремонт водозаборной скважины.

Оценка состояния скважины происходит с помощью телеметрического прибора погружного типа ПТП-01-13, что позволяет:

  • оценить состояние рабочей колонны в скважине;
  • получить сведения об устройстве, интервалах и состоянии используемых фильтров.

Обследование скважин при помощи прибора производится если:

  • уровень воды в скважине снизился;
  • значительно уменьшился дебит скважины;
  • необходимо определить местоположение посторонних предметов, находящихся в скважине;
  • необходимо произвести восстановление паспорта скважины;
  • ухудшились характеристики воды, подаваемой из скважины;
  • ухудшились показатели работы скважины;
  • при системном исследовании в комплексе с методом резистивиметрии – определение интервалов притоков воды в скважину.

Результаты телеметрии и резистивиметрии с засолением в скважине

Результаты телеметрии и резистивиметрии с засолением в скважине

Для получения консультации звоните
тел +7 (3412) 52-69-67, 52-67-71
или заполните форму обратной связи

eco18.pro

Способ диагностики технического состояния газовых скважин

 

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений. Техническим результатом является оперативная диагностика технического состояния газовых скважин и снижение материальных затрат. Для этого способ включает измерение давления на трубной и колонной головке в затрубном и межколонном пространствах. После измерения давления на трубной и колонной головках в затрубном и межколонном пространствах газ стравливают из затрубного пространства, затем фиксируют давление на трубной и колонной головках в затрубном и межколонном пространствах и строят графики зависимости давления от времени, после чего при изменении давления на колонной головке в межколонном пространстве делают вывод о наличии или отсутствии газодинамической связи затрубного и межколонного пространств. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений.

Известен способ диагностики технического состояния эксплуатационных газовых скважин методом термометрии, в котором по изменению градиента температур делают вывод о наличии или отсутствии циркуляции газа между колоннами и, следовательно, о негерметичности обсадных колонн [1. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Зотова Г. А., Алиева З.С. М., Недра, 1980 г., с. 269]. Недостатком данного способа является необходимость доставки и монтажа специального оборудования, агрегатов; привлечение большого числа обслуживающего персонала, что приводит к значительному затратам времени и средств. Известен способ диагностики технического состояния эксплуатационных газовых скважин методом дебитометрии, в котором проводят устьевые замеры дебита, давления, температуры и по изменению дебита делают вывод о наличии циркуляции газа между колоннами и, следовательно, о негерметичности обсадных колонн [2. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Зотова Г.А., Алиева З.С. М., Недра, 1980 г., с.258]. Недостатком данного способа также является необходимость привлечения большого числа обслуживающего персонала, доставка и монтаж специального оборудования, агрегатов, что приводит к значительному затратам времени и средств. В настоящее время значительная часть газовых скважин эксплуатируется с межколонными газопроявлениями, следствием этого могут быть различные осложнения, а повышенная интенсивность циркуляции газа может привести к открытому фонтану. Поэтому возникает необходимость в выявлении причин: - негерметичности обсадных колонн для проведения конкретных ремонтных работ; - возникновения межколонных газопроявлений. Задачей предлагаемого решения является определение качества герметизации обсадных колонн. Технический результат достигается путем одновременной регистрации давлений в затрубном и межколонном пространствах и построения графиков зависимости давления от времени. Цель изобретения - оперативная диагностика технического состояния газовых скважин, а также снижение материальных затрат. Поставленная цель достигается тем, что в способе диагностики технического состояния газовых скважин, включающем измерение давления на трубной и колонной головке в затрубном и межколонном пространствах, после измерения давления на колонной и трубной головках в межколонном и затрубном пространствах газ стравливают из затрубного пространства, затем фиксируют давление на трубной и колонной головках в затрубном и межколонном пространствах и строят графики зависимости давления от времени, после чего при изменении давления на колонной головке в межколонном пространстве делают вывод о наличии или отсутствии газодинамической связи затрубного и межколонного пространств. Обычно для контроля за техническим состоянием газовых скважин проводят дорогостоящий комплекс геофизических исследований, например дебитометрию. В предлагаемом способе используются данные газодинамических исследований межколонных газопроявлений, что позволяет оперативно получать информацию о техническом состоянии газовых скважин, а также позволяет значительно уменьшить материальные затраты и сократить время на определение причин межколонных давлений. Способ поясняется графическими материалами: на фиг.1 представлена схема обвязки устья скважины и оснащения наземным оборудованием; на фиг.2 представлен график зависимости давления на колонной и трубной головках в межколонном и затрубном пространствах от времени при отсутствии газодинамической связи затрубного и межколонного пространств; на фиг.3 представлен график зависимости давления на колонной и трубной головках в межколонном и затрубном пространствах от времени при наличии газодинамической связи затрубного и межколонного пространств. На фиг.1 представлена схема обвязки устья скважины и оснащения наземным оборудованием, где 1 - колонная головка, 2 - трубная головка, 3 - задвижки, 4 - измерители давления, 5 - регулятор давления, 6 - факельная линия, 7 - кондуктор, 8 - эксплуатационная колонна, 9 - затрубное пространство, 10 - насосно-компрессорные трубы, 11 - межколонное пространство. Способ реализуется следующим способом. На трубной 2 и колонной 1 головках устанавливают измерители давления 4, фиксируют значения давлений в затрубном 9 и межколонном 11 пространствах. На факельной линии 6 устанавливают регулятор давления 5, например диафрагменный измеритель критического течения. Открывают задвижки 3 на трубной головке 2 и фиксируют одновременно значения давлений на трубной 2 и колонной 1 головках в затрубном 9 и межколонном 11 пространствах не менее 5 мин. Затем закрывают задвижки 3 на трубной головке 2 и опять замеряют давления на колонной 1 и трубной головках 2 в межколонном 11 и затрубном 9 пространствах. В случае наличия газодинамической связи затрубного 9 и межколонного 11 пространств, при любой величине давления в межколонном пространстве 11 отмечают изменение величины давления в межколонном пространстве 11. Это является основным признаком негерметичности уплотнений трубной 2 или колонной 1 головок. Пример конкретной реализации: Ямсовейское газоконденсатное месторождение эксплуатируется 104 добывающими газовыми скважинами. На данном месторождении было проведено 58 промысловых исследований с целью диагностирования технического состояния газовых скважин посредством стравливания газа из затрубного пространства на факельную линию, оборудованную диафрагменным измерителем критического течения газа с одновременной регистрацией давлений в затрубном и межколонном пространствах. По 23 газовым скважинам зарегистрирована негерметичность уплотнений трубной головки. Результаты промысловых исследований рассмотрены на фиг. 2, 3. Например, промысловыми исследованиями, проведенными 16.03.2000 по скважине 322 Ямсовейского газоконденсатного месторождения, было зарегистрировано отсутствие газодинамической связи затрубного и межколонного пространств (фиг.2), то есть при уменьшении давления в затрубном пространстве не зарегистрировано изменение величины давления на трубной головке в межколонном пространстве. На основании полученных данных можно сделать вывод о герметичности устьевых уплотнений колонной и трубной головок. Промысловыми исследованиями, проведенными 17.03.2000 по скважине 313 Ямсовейского газоконденсатного месторождения, было зарегистрировано наличие газодинамической связи затрубного и межколонного пространств (фиг.3), при снижении давления в затрубном пространстве было зарегистрировано уменьшение величины давления на колонной головке в межколонном пространстве, что является признаком негерметичности устьевых уплотнений колонной и трубной головок. Таким образом, применение предлагаемого способа диагностики технического состояния газовых скважин позволяет оперативно получать информацию о техническом состоянии скважин. Это предотвращает нежелательные последствия и позволит вовремя принять предупредительные меры: - по закачке герметизирующей смеси - по замене уплотнительных элементов трубной или колонной головок - по установке дополнительной запорной арматуры. Применение предлагаемого способа диагностики технического состояния газовых скважин также позволяет значительно уменьшить материальные затраты и время на определение причин межколонных давлений.

Формула изобретения

Способ диагностики технического состояния газовых скважин, включающий измерение давления на трубной и колонной головке в затрубном и межколонном пространствах, отличающийся тем, что после измерения давления на колонной и трубной головках в межколонном и затрубном пространствах газ стравливают из затрубного пространства, затем фиксируют давление на трубной и колонной головках в затрубном и межколонном пространствах и строят графики зависимости давления от времени, после чего при изменении давления на колонной головке в межколонном пространстве делают вывод о наличии или отсутствии газодинамической связи затрубного и межколонного пространств.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

findpatent.ru

Диагностика, реанимация, обслуживание, восстановление, прочистка(чистка, очистка) скважин и промывка на воду. Капитальный и текущий ремонт. Достать(вытащить) застрявший насос.

   Это очень важная процедура, которая должна проводится периодически, основной целью которой является гарантия долгой жизни вашего источника, а следовательно - бесперебойная работа всей системы водоснабжения. Эта процедура выполняется современным оборудованием и специально подготовленными квалифицированными специалистами, которые должны в свою очередь иметь соответствующие документы и допуски на проведение такого вида работ. Своевременная диагностика скважины, даёт гарантию долгого срока службы и позволяет избежать многих неприятностей например одно из больших проблем, это когда приходиться доставать насос в скважине. и значительно экономит средства. 

Диагностика скважин и процесс чистки скважин может осуществляться как при помощи комплексного анализа, так и по средствам специальных геофизических опытов.

    Обычно рекомендуется проводить специальный комплекс так называемых каротажных исследований. Эти исследования позволяют получить максимально точные данные о техническом состоянии источника воды. С их помощью можно сделать очень точные расчёты и определить возможные загрязнения, определить причины перебоев в работе системы водоснабжения или предотвратить своевременно различные аварийные ситуации. При помощи таких исследований, можно предотвратить возможные дорогостоящие ремонтные работы, связанные с выходом из строя водонапорного насоса для скважин или системы подачи воды.
    Только высококвалифицированные специалисты смогут провести диагностику скважин, ремонт скважин на воду, соблюдая при этом все предусмотренные предписания и требования нормативных баз. В случае с диагностированием скважин промышленного назначения, необходимо периодически проводить аттестацию персонала и инструктаж. 
   Только полная диагностика скважин, может предоставить самую полную информацию о её техническом и водоносном состоянии, следовательно, имея полное представление о состоянии источника, стоимость профилактических работ может стоить заказчику гораздо дешевле. Диагностику скважин стоит проводить как плановую что бы не пришлось делать капитальный ремонт всей скважины, так и в случае возникновения таких ситуаций как перебои в подаче воды по всей системе водоснабжения, загрязнение или замутнение воды, появление неприятного запаха или ослабление напора в водяной системе. Это делается для того, что бы в дальнейшем не пришлось заказывать услугу по очистке скважин. 

   Эти характерные симптомы говорят о возможном попадании в систему различных бактерий или грибков, сильное заиливание или смешивание с нечистыми грунтовыми водами. В редких случаях это может быть вызвано выработкой природного ресурса источника.
Диагностика скважин – это прежде всего обеспечение её долгого и плодотворного срока эксплуатации.

vodremont.ru


Смотрите также