image

Территория Нефтегаз № 6 2016

Диагностика

01.06.2016 10:00 Диагностика заколонных перетоков газа комплексом высокоточной термометрии, спектральной шумометрии и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа

Из-за нарушения герметичности системы «газовая залежь – скважина», обусловленного как геологическими, так и технологическими факторами, могут происходить утечки газа за пределы пласта коллектора для хранения газа, преимущественно за колоннами скважин по каналам в цементном камне. Поэтому так важна своевременная диагностика технического состояния скважины.
В данной работе представлен пример выявления интервала заколонного перетока газа в скважине подземного хранилища газа (ПХГ) путем комплексного анализа промысловых геофизических данных. В качестве методик для определения потоков за колонной были использованы спектральная шумометрия, высокоточная термометрия и импульсный нейтрон-нейтронный каротаж. Так, с помощью высокочувствительной спектральной шумометрии были зарегистрированы акустические сигналы в широком диапазоне частот, которые были проинтерпретированы как интервалы движения газа по проницаемым пластам. При этом обнаружено, что газ из пласта коллектора для хранения газа уходил в выше- и нижележащие проницаемые пласты. По корреляции с данными по оценке качества цементирования обсадной колонны, которая показала плохое сцепление цемента с породами, был сделан вывод о том, что такая коммуникация осуществляется по заколонному пространству. Направление таких заколонных перетоков вверх и вниз от пласта коллектора для хранения газа было определено с помощью высокоточной термометрии. Численную оценку количества газа в пластах, подверженных закачке газа, а также наличие газа в трещинах и микрозазорах цементного камня удалось определить с помощью импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Дополнительно данные магнитоимпульсной дефектоскопии и механической расходометрии показали отсутствие проблем с герметичностью насосно-компрессорных труб (НКТ) и эксплуатационных колонн.

Ключевые слова: подземное хранилище газа, спектральная шумометрия, высокоточная термометрия, заколонная циркуляция.
Ссылка для цитирования: Асланян А.М., Асланян И.Ю., Масленникова Ю.С., Минахметова Р.Н., Сорока С.В., Никитин Р.С., Кантюков Р.Р. Диагностика заколонных перетоков газа комплексом высокоточной термометрии, спектральной шумометрии и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 6. С. 52–59.
Открыть PDF


52-59-r1.jpgИспользование ПХГ в качестве наиболее эффективных и безопасных хранилищ газа позволяет обеспечить устойчивую работу единой системы газоснабжения независимо от сезонных колебаний спроса на газ, особенно в зимний, пиковый, период его потребления. В настоящее время широкое распространение получили ПХГ, создаваемые в водоносных пластах-ловушках, пригодных для создания искусственных залежей газа. В таких залежах закачка газа в водяную залежь осуществляется при заданных технологическим проектом показателях, в результате которых вода оттесняется и создается подземное газовое хранилище, находящееся под большим давлением. Отбор газа из подземного хранилища осуществляется посредством схожего технологического процесса, что и добыча из природных газовых месторождений.

Своевременная диагностика технического состояния скважины с применением современных технологий способствует выявлению потенциальных проблем во вновь пробуренных скважинах еще перед перфорированием, что будет способствовать продлению срока безопасной эксплуатации действующих подземных хранилищ газа. При использовании геофизических методов наблюдения за герметичностью объекта хранения традиционно используют радиометрию, термометрию и шумометрию.

В данной статье поставленная задача решена с помощью комплексного анализа уже зарекомендовавших себя вышеуказанных методов, каждый из которых был оптимизирован таким образом, чтобы увеличить разрешение и точность данных, а также сделать возможным численный анализ замеренных данных. Комплексное исследование включало в себя высокочувствительную спектральную шумометрию, высокоточную термометрию и импульсный нейтрон-нейтронный каротаж для выявления источника поступления и интервала заколонных перетоков газа, а также вспомогательные методы магнитно-импульсной дефектоскопии и расходометрии с целью определения целостности скважинной подвески.

Возможности комплексного подхода для выявления заколонных коммуникаций между пластами продемонстрированы на примере вновь пробуренной скважины ПХГ, образованного в водоносных пластах.

ТЕХНОЛОГИИ

Высокочувствительная спектральная шумометрия

Спектральная шумометрия (СШ) применяется в нефтяной индустрии для определения принимающих и отдающих интервалов пласта, а также для анализа технического состояния скважины уже не одно десятилетие [1]. Однако недостаточная чувствительность шумомеров, а также возможность регистрации шумов только в ограниченной полосе частот приводили к тому, что часть полезной информации терялась, и выводы приходилось делать только по наличию локальных максимумов шумов на определенных глубинах, что приводило к ошибкам в интерпретации и, как следствие, к угасанию интереса к технологии в целом [2].

В последнее время интерес геофизических компаний к шумометрии вновь возрос в связи с появлением на рынке скважинного высокочувствительного широкополосного спектрального шумомера (Spectral Noise Log High Definition – SNL-HD), который представляет собой новое поколение акустической аппаратуры для измерения акустических шумов в скважине.

Аппаратура SNL-HD ООО «ТГТ Сервис», а также цифровая обработка данных с использованием сложных математических формул признана во всем мире и широко используется в отечественных и зарубежных компаниях [3–10].

Значительные улучшения в приборной части, а именно использование современных электронных компонентов и модернизация сенсора, применение современных математических методов обработки полученных данных и создание на их основе специализированного программно-методического комплекса, позволили шумометрии стать одним из основных методов оценки работы пласта.

Исследования, представленные в данной статье, были выполнены прибором нового поколения SNL-HD-9, обеспечивающим регистрацию акустических сигналов в широком диапазоне частот – от 9 Гц до 58,6 кГц. Частотное разрешение составляет 9 Гц в диапазоне ниже 5 кГц и 114 Гц – в диапазоне 0,1–58,6 кГц, динамический диапазон изменения уровня шума соответствует 90 дБ. Спектр шумов содержит 512 частотных каналов, что позволяет представлять спектры шумов в высоком разрешении. Наличие широкого диапазона регистрируемых сигналов и большое количество каналов позволяет не только выявлять интервалы с повышенным уровнем акустических шумов, но и дифференцировать их по спектральному составу. Например, шумы, генерируемые при движении потока жидкости по стволу скважины или по заколонному пространству, сосредоточены в более низкой области частот по сравнению с шумами от движения флюида по пласту-коллектору [11]. При этом движение флюида по заколонному пространству, например по трещинам в цементном камне, как правило, по глубине ограничено длиной канала. При увеличении диаметра канала, по которому движется флюид, или при уменьшении скорости потока интенсивность шума уменьшается.

52-59-r2.jpgДля получения качественных данных при использовании спектрального шумомера важную роль играет соблюдение правильной процедуры исследований. Замеры шумов следует проводить на остановках, что позволяет не только устранить нежелательные шумы от движения приборов, но и накопить статистику данных на конкретной глубине с целью повышения достоверности данных. Следовательно, исследования шумомером могут проводиться как на спуске, так и на подъеме прибора, что достаточно удобно при комплексировании шумометрии, например, термометрией, где очень важна последовательность замеров (см. подраздел «Высокоточная термометрия»).

Радиус сканирования шумомера составляет 1–5 м в зависимости от частоты и амплитуды сигнала, что и определяет оптимальный шаг по глубине между остановками, который составляет примерно 1 м. При достаточно протяженных интервалах исследований расстояние между остановками может быть увеличено до 3 м, что эквивалентно замеру на протяжке, проведенному со скоростью 1 м/мин. Использование сразу нескольких приборов СНЛ, синхронизированных между собой, позволяет существенно уменьшить время замера.

Объем замеренных данных прибором SNL-HD в стандартном случае замера 100 м с интервалом между остановками 1 м и длительностью 1 мин. на точке составляет несколько гигабайт. Весь этот массив данных обрабатывается с помощью быстрого преобразования Фурье и визуализируется в виде цветовых спектральных панелей, на которых по вертикали отложена глубина, по горизонтали – частота, а амплитуда спектров отображается цветом. На спектральных панелях различные источники скважинных шумов могут быть отделены друг от друга на основе различных по частоте спектров шумов, которые создают каждый из таких источников. На таком наблюдении основана работа специализированного алгоритма обработки данных шумометрии, который называется Spectral Noise Drift (SND) [12]. Он позволяет из всего массива данных выделять локализованные по глубине и частоте наиболее ценные с точки зрения интерпретации шумы от движения жидкости по пласту.

Высокоточная термометрия (High Precision Temperature – HPT)52-59-r3.jpg

HPT является одним из наиболее информативных геофизических методов исследования как работы пласта, так и технического состояния скважин. Высокая точность измерений достигается проведением исследований на спуске прибора. При этом температурный датчик должен иметь высокое разрешение измерений, порядка 0,001 °C, и время отклика должно составлять не более 1 секунды. При скорости записи до 2 м/мин. при времени отклика менее 1 секунды замеры температуры производятся, когда установлен температурный баланс между датчиком и скважинной жидкостью. Не менее важно позиционирование датчика температуры. Датчик располагается в нижней части измерительного комплекса для исключения конвективного перемешивания жидкости движением прибора во время измерения. Также при проведении высокоточной термометрии важно соблюдать достаточную стабильность скорости измерений, которая должна составлять не более 10% от скорости спуска прибора, чтобы минимизировать зашумленность на температурном профиле, вызванную этой нестабильностью.

Основой интерпретации термограмм является начальное распределение температуры, которая называется гео-
термой. Она формируется тепловым потоком, идущим из недр Земли. В небольших пространственных пределах, например в радиусе нескольких километров, восходящий тепловой поток можно считать постоянной величиной. Неравномерное стратиграфическое наслоение различных пород с различными теплопроводностями приводит к тому, что геотерма сложным образом меняется с глубиной [13].

При длительном простое в скважинах достигается термодинамическое равновесие между скважиной и окружающими породами. Поэтому конструкция скважин, включая цемент за колонной, не оказывает существенного влияния на температуру в стволе скважины, замеренную в условиях, когда скважина закрыта в течение как минимум нескольких дней. В таких условиях замеренный температурный профиль называется статической температурой.

Отклонение статической температуры от геотермы вызвано движением жидкости и газа по пластам, а также коммуникациями между пластами. Поэтому при анализе данных термометрии в скважинах исследуются тепловые аномалии, которые обусловлены термодинамическими эффектами, вызванными движением флюида в пласте и стволе скважины. Таким образом, по форме температурных аномалий на статической температуре можно делать выводы об источниках и направлении перетоков.

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (Pulsed Neutron Neutron – PNN)

PNN широко используется в нефтяной индустрии для количественной оценки текущего содержания жидкости и газа в пласте. Физический принцип работы прибора PNN, когда детектируются нейтроны, основан на анализе уменьшения во времени количества тепловых нейтронов по мере их рассеяния (преимущественно на атомах водорода) и радиационного захвата (преимущественно на атомах хлора), находящихся в воде как внутри скважины, так и в пласте.

Усовершенствованная методика количественного определения коэффициентов текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов была разработана на основе компьютерного моделирования процесса диффузии нейтронов в скважине и пласте методом Монте-Карло, который определяет макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов, называемое Сигма (Σ).

Газонасыщенные пласты характеризуются сравнительно низкими значениями макроскопического сечения захвата тепловых нейтронов, поэтому наличие газа в пласте можно обнаружить и даже оценить количественно.

В данной работе представлены результаты исследования прибором автономного импульсного нейтрон-нейтронного каротажа, в котором реализована технология записи всех спадов счетов нейтронов [14].

Магнитоимпульсная дефектоскопия (EmPulse)

Для оценки состояния сразу нескольких стальных барьеров (трубки и колонн) скважины использовалась технология магнитоимпульсной дефектоскопии с использованием прибора EmPulse-2.

Принцип действия прибора EmPulse-2 основан на анализе временного характера спадов намагниченности на каждой глубине после облучения сильными импульсами магнитного поля. Форма спада содержит информацию о диаметре, электрической проводимости, магнитной проницаемости, а также толщине всех исследуемых барьеров. Восстановление этой информации из спада намагниченности отдельно для каждого из изучаемых барьеров решается путем сравнения, модельного и замеренного спадов намагниченности для каждой конкретной компоновки прибора [15].

Механическая расходометрия (Production Logging Tool – PLT)

PLT используется уже более 70 лет для поинтервальной оценки притоков/приемов в добывающих и нагнетательных скважинах, а также для выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины. Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка, обороты вращения которой преобразуются в линейную скорость потоков жидкости.

Результаты проведенных исследований52-59-r4.jpg

Объектом хранения ПХГ являются первоначально водоносные пласты А, В и С, которые характеризуются пористостью 17–21,5% и проницаемостью 850 мД.

Комплексное исследование, включающее в себя HPT/SNL-HD/PNN/EmPulse, было проведено с целью определения технического состояния колонны НКТ и эксплуатационной колонны (ЭК), а также интервалов заколонных циркуляций флюида. Исследование проводилось в вертикальной скважине, пробуренной в октябре 2015 г., непосредственно после спуска эксплуатационной колонны перед перфорацией. Поэтому все исследования были проведены в режиме статики.

Подозрение на возможные заколонные перетоки газа возникло после проведения акустического цементного каротажа (АКЦ), показавшего частичный характер сцепления цемента как с колонной, так с и породами, что подразумевало наличие микрозазоров и трещин в цементном камне.

Проверка целостности скважинной подвески

Результаты интерпретации части комплексного исследования, с помощью которой исследовалась возможность внутриколонной циркуляции, приведены на рисунке 1. Нулевые показания расходометрии на стоянках (колонка «Расходомер») свидетельствуют об отсутствии вращения турбинки по всей длине скважины, что интерпретируется как отсутствие внутриколонных перетоков. По данным EmPulse-2 (колонка «Толщина»), потери металла не выявлены ни в колонне НКТ, ни в ЭК. Периодически повторяющиеся аномалии на кривой толщин ЭК и НКТ обусловлены изменениями электромагнитных свойств труб.

Таким образом, согласно результатам внутриколонной части комплекса выполненных исследований, интервалов нарушений целостности ЭК и колонны НКТ, которые могли бы вызвать внутриколонные перетоки, не выявлено, что подтверждается данными расходометрии.

Определение возможных заколонных перетоков

Для проверки возможных заколонных перетоков были применены методы SNL-HD, HPT и PNN. Ниже приведены результаты использования каждого метода.

Высокоточная шумометрия (SNL-HD)

Данные SNL-HD в статическом режиме показывают наличие акустических шумов напротив, выше и ниже пластов А, В и С, куда закачивается газ, которые объединены в зону I (рис. 1–2, панель «SNL статика»). Амплитуда шумов отображена в цветовой гамме: красный цвет обозначает высокоамплитудный шум; желтый, зеленый, синий и фиолетовый отображают низкоамплитудные шумы (расположены в порядке убывания); белый цвет соответствует шуму с амплитудой ниже порога чувствительности прибора.

С помощью алгоритма SND выделили локализованные по глубине высокочастотные шумы, вызванные фильтрацией флюида по поровому пространству, они обнаружены в интервале зон I–VII (рис. 1–2, панель «SND статика»). Согласно геологическим данным, зоны, где наблюдаются широкополосные шумы, являются проницаемыми интервалами. Поэтому наблюдаемые широкополостные шумы вызваны движением газа по проницаемым пластам.

В достаточно протяженном интервале исследования обнаружены низкочастотные шумы, от 0,8 до 1,8 кГц, характерные для движения флюида по заколонному пространству (рис. 3).

Таким образом, результаты шумометрии свидетельствуют о том, что за колонной происходят множественные перетоки газа из пластов – хранилищ газа в выше и ниже расположенные интервалы.

Высокоточная термометрия

Направление заколонных перетоков, а также тип флюида были верифицированы с помощью термометрии по отклонению статической температуры от геотермы. Геотермический профиль был восстановлен путем измерений температурных профилей в близлежащих контрольных и наблюдательных скважинах.

Как было отмечено ранее, замер температуры был проведен в простаивающей неперфорированной скважине (рис. 1 и 3, красная кривая «Статика» в колонке «Термометрия»). Можно наблюдать, что на данной температурной кривой отмечаются аномалии охлаждения, обусловленные как литологической особенностью геологического разреза (выше 900 м), так и адиабатическим расширением газа в условиях резкого перепада давления (интервалы зон I и III).

На рисунке 1 (колонка «SNL статика») видим, что зоны охлаждения за счет адиабатического расширения газа (зоны I и III) хорошо коррелируют с интервалами, где наблюдаются высокочастотные шумы, вызванные движением газа по пластам. Как уже упоминалось, зона I соответствует пластам, куда закачивается газ, а зона III – проницаемому пласту вышележащего горизонта.

Таким образом, показано, что газ из пласта-хранилища уходит в выше и ниже лежащие проницаемые интервалы: направление перетока определено с помощью формы статической кривой. Верхняя граница интервала заколонного перетока была идентифицирована по изменению геотермического профиля, она отмечена на рисунке 1 пунктирной коричневой линией в колонке «Термометрия».

Количественная оценка газонасыщенности

Для определения газонасыщенности пород использовали метод PNN. Интерпретация данных PNN (Сигма) была проведена с привлечением данных открытого ствола, необходимых для определения пористости, глинистости, водородного индекса и сечений поглощения компонентов объемной модели. За основу была принята двухкомпонентная петрофизическая модель пласта, состоящая из песчаника и глины, где матрица насыщена газом метаном при давлении P и температуре T и пластовой водой с минерализацией Спл.

В ходе интерпретации выявили высокое значение коэффициента газонасыщенности в неперфорированных интервалах терригенных отложений А, В и С зоны I (рис. 4, где в колонка «Литология» газ показан желтым цветом). На наличие газа в трещинах цементного камня указывает расхождение между показаниями счета нейтронов ближнего зонда (TSCN) и дальнего зонда (TSCF) напротив непроницаемых зон, что является дополнительным доказательством наличия заколонного перетока газа в промеренной скважине.

Заключение

В данной статье продемонстрирован комплексный подход к анализу скважины на герметичность перед пуском скважины в эксплуатацию.

В результате исследования были обнаружены:

  1. отсутствие дефектов ЭК и НКТ на основе исследований EmPulse-2;
  2. отсутствие внутриколонных циркуляций и герметичность забоя на основе исследования PLT;
  3. источники заколонного перетока газа на основе данных SNL-HD;
  4. интервалы поглощения заколонного газа по данным SNL-HD;
  5. направления заколонных перетоков по HPT;
  6. газонасыщенные интервалы в проницаемых пластах по данным PNN;
  7. зоны скопления газа в трещинах цементного камня выше объектов ПХГ по данным PNN.

Нужно отметить, что комплекс ГИС с HPT/SNL-HD/PNN/EmPulse-2 может быть использован не только для проверки уходов газа в скважинах ПХГ, но и для обычных газовых, нефтяных, нагнетательных и термальных скважин до проведения перфорирования с целью выявления в них возможных заколонных перетоков.

Список сокращений и аббревиатур:

SNL/СШ – спектральная шумометрия;
SNL-HD – высокочувствительный спектральный шумомер SNL;
SND – дрифт-панель спектральной шумометрии;
HPT – высокоточная термометрия;
EmPulse-2 – прибор магнитоимпульсной дефектоскопии;
PNN/ИННК – импульсный нейтрон-нейтронный каротаж;
PLT – расходометрия;
ПХГ – подземное хранилище газа;
ГК – гамма-каротаж;
БКЗ – боковое каротажное зондирование;
TSCN – счет тепловых нейтронов на ближнем датчике;
TSCF – счет тепловых нейтронов на дальнем датчике;
Σ – сигма/sigma (макроскопическое сечение поглощения нейтронов);
НКТ – насосно-компрессорные трубы;
ЭК – эксплуатационная колонна.



52-59-rek1.jpg



← Назад к списку


im - научные статьи.