Оценка технического состояния скважин нефтегазовых месторождений Западной Сибири

Экспертиза данных толщинометрии включает идентификацию номинального значения толщины труб.  Для этого проводится анализ средних, минимальных и номинальных значений толщин и радиусов по каждой трубе.  Дополнительно строятся и анализируются частотные распределения всех значений толщин для конкретной трубы. В основном характерные износы для скважин месторождений Западной Сибири по верху и низу колонны — около 10-20 %, максимальные износы — до 30-40 % (рис.1).
Экспертиза данных ГГКц включает анализ перевода физических величин с учетом калибровок.  Строятся дистанционные распределения разности средней и минимальной плотности, что позволяет оценить неравномерность заполнения межколонного пространства. Совместный анализ данных кавернометрии и эксцентриситета колонны с данными ГГКц  выявляет уменьшение плотности цементного камня в интервалах каверн и зонах смещения колонны. 
В процессе экспертизы АКЦ проверяются условия регистрации, устанавливаются возможности получения первичных данных и способы расчета затухания. Также проверяются критерии классификации данных по качеству контакта.
На основе экспертизы данных был произведен расчет остаточного ресурса. Исходя из его значения, скважины были поделены на три категории: с остаточным ресурсом больше 20 лет, 10-20 лет и от 0 до 10 лет, в среднем распределение скважин соответственно этим категориям 62 %, 24 %, и 14 %. При этом использовалось несколько расчетных моделей в зависимости от условий и сроков эксплуатации. Занижение остаточного ресурса скважины ведет к нерациональной эксплуатации, а завышение ресурса — к необоснованным рискам. Выявление реального ресурса скважины является основополагающим процессом, влияющим на экономические показатели, трудозатраты и общую геолого-геофизическую оценку. 
Анализ позволил выявить тенденцию занижения остаточного ресурса при использовании формул, применяемых на стадии проекта,  в основе которых лежит учет допусков производства и поставки.
1. Для новой трубы:

2. Расчет для труб в эксплуатации:

Для условий Крайнего Севера дополнительно рассматривается  возможность  повторного замерзания в интервале многолетней мерзлоты. Количественные оценки условий смятия при неравномерном нагружении выполняются путем введения величины эффективной «овальности» в формулу Г.М. Саркисова.
Выполнен детальный анализ данных по скорости износа и коррозии при наличии С02 на основе  статистического подхода и расчетов скорости коррозии по стандарту M-506 NORSOK.
Расчет скорости СО2-коррозии  учитывает  РН, температуру и максимальные напряжения. Данные аналитического расчета приведены на рис. 3 для пластов одного из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений севера Западной Сибири. 
В стандартный алгоритм работы добавлена процедура идентификации и анализа рисков, включающая:
- общую оценку рисков.                               
- детализацию факторов, снижающих параметры технического состояния.
Основные риски при эксплуатации скважин связаны с возможностью разрушения коллекторов, возникновения перетоков по стволу скважины, заколонного и межколонного выхода газа на поверхность, обрыва или потери геометрической формы колонн, вертикальной динамики колонн, неработоспособности подземного оборудования. Указанные риски возникают из-за снижения параметров технического состояния по сравнению с исходными проектными параметрами по следующим причинам (факторам):
- геологические факторы, в том числе связанные с интервалом ММП;
- недостаточное качество строительства (бурения, цементирования);
- износ колонн при большом количестве СПО;
- дополнительное бурение после установки ЭК; 
- длительные коррозионные воздействия с внутренней и наружной стороны колонн; 
- разрушение крепи из-за механических, термомеханических и коррозионных воздействий;
- геодинамика, ползучесть пластичных пород, приводящая к неравномерным азимутальным воздействиям;
- высокие нагрузки при проведении КРС.
В работе по оценке технического состояния скважины основополагающим фактором является выбор варианта комплекса геофизических исследований.  Возможность применения геофизики высокого разрешения ведет к непосредственному улучшению качества оценки технических характеристик скважин. С помощью дифференциальных методов возможно выявление локальных дефектов и процессов, а также своевременно предотвратить вероятные последствия объединения локальных дефектов. Проведение исследований в разные периоды капитального ремонта скважин (ГИС до КРС, ГИС во время КРС, ГИС после КРС) позволяет получить необходимые данные для анализа технического состояния скважины в зависимости от истории эксплуатации. Еще одной проблемой при оценке технического состояния скважин являются неучтенные на этапе проектирования нагрузки, заниженные коэффициенты запаса. Немаловажным фактором является несоответствие данных проектной и строительной документации, с целью выявления реальных данных проводится детальный анализ геофизической документации. Основываясь на всем массиве данных с применением всех вышеперечисленных экспертных оценок, можно уверенно говорить о технических показателях колонн. 

Москва, 4-й Рощинский пр., д. 18, строение 7, тел.: (495) 633-73-72, 
факс: (495) 633-73-69, e-mail: info@ifdm.ru, http://www.ifdm.ru/