RU2052093C1

RU2052093C1 - Method of investigation of technical condition of string of casing pipes in borehole

Info

Publication number: RU2052093C1
Application number: RU93057225A
Authority: RU
Inventors: Геннадий Георгиевич Первушин
Original assignee: Геннадий Георгиевич Первушин
Priority date: 1993-12-24
Filing date: 1993-12-24
Publication date: 1996-01-10

Abstract

FIELD: geophysical investigations of boreholes. SUBSTANCE: method involves shut-down of exploited borehole, extraction of pump and compressor pipes, measurement of inclination angle of shaft of casing string with their subsequent comparison, location of coupling joints and plotting of diagram of arrangement of couplings over shaft of string in addition to measurement of inclination angles, referencing of positions of coupling joints to incline- metric measurements. Axial and bending deformations and tensions corresponding to them over individual sections are determined by comparison of previous and present investigations of change of technical condition. EFFECT: improved authenticity of investigation of technical condition.

Description

Изобретение касается геофизических исследований скважин и может быть использовано для диагностики технического состояния обсадных эксплуатационных колонн в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений. The invention relates to geophysical research of wells and can be used to diagnose the technical condition of casing production casing in the process of developing oil and gas fields.

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. A known method for determining the technical condition of the casing string in the well, which consists in the following: the well being in operation is stopped, the tubing string is removed from it and the inclinometer is lowered. The recorded inclinogram is compared with the inclinogram obtained after the well was drilled with the background inclinogram, as well as with the inclinograms of previous similar definitions. As a result of the comparison, sections with changed tilt angles are found. The deviation of the current angle from the original serves as the basis for identifying places and the degree of deformation of the column.

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. The existing method contains an unconditional assumption about the non-deformability of the pipe string in the axial direction, it is assumed that the length of the entire pipe as well as the length of its individual sections to be compared does not change, only the inclination angles in the sections change. This contradicts the working conditions of the casing described in the prototype. During the development of productive strata of deposits, all layers of rocks are moved up to the earth's surface; the stresses arising from this cause axial deformations of the entire column and its individual elements. In addition, it is possible to break the pipe string or insert them inside each other through the coupling connection. All these types of axial deformations or displacements, which are reflected in the change in length, are not taken into account in the prototype and are not involved in the comparison of inclinograms. In fact, the axis of the column is deformed in the axial direction and is a curved line with a changing angle of inclination (curvature), therefore, to establish under these conditions a one-to-one correspondence between points of the same section as the boundaries of the sections themselves in order to compare the angle of inclination in the previous (background) and the current state of the column is not possible. Although the existing method contains a clause about applying it to the initial stage of deformation, however, there are no signs by which this stage can be established.

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. Another disadvantage of the existing method is the use as the main parameter characterizing the place and degree of deformation, changing the angle of inclination of the axis of the column. This parameter defines only displacement and is not always closely related to deformation. A section of the column, cemented to a high quality, may be in a pinched state in a stratum of solid rock. In the case of deflection of this layer within a depression funnel, this section of the column will have displacements, but as an absolutely solid non-deformable body. Therefore, changes in the angle of inclination cannot in this case unambiguously serve as the basis for the detection and change of the technical condition of the column in this section.

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. The essence of the proposed method is as follows. In the process of developing oil and gas fields, as hydrocarbon raw materials are extracted from the productive formations, a decrease in reservoir pressure occurs, violating the natural equilibrium state of the mountain environment. In order to maintain reservoir pressure and stabilize the position of the rock mass, injection of reservoir fluids is used. Production and injection processes must be balanced in place, volume, pressure. However, it is technically difficult to do this, therefore, as a rule, the extraction of raw materials and injection is accompanied by deformations not only of productive and absorbing formations, but also by displacements of all rock layers up to the earth's surface. The result of these displacements is the occurrence of additional loads on the well support. Since the well can cross the formation at any angle or the formation can lie non-horizontal, the deformation of the formation occurring normal to its surface will cause loads on the casing with radial, transverse and axial components. The combined effect of these loads will cause, first, the deformation of the column, and then, as they increase, the violation of its integrity. Observed forms of failure: crushing, bending, breaking of the column along the coupling joint in combination with the axial displacement of both parts, violation of the tightness of the threaded joint and the pipe body by cracking. This indicates that the deformation forms preceding fracture, as a rule, have the form of a longitudinal-transverse bend accompanied by collapse.

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. Since the processes that make up the content of the development of the deposit are stretched in time (10-15-20 years or more), in the zones of rocks activated by these processes, the structure of the stress and strain fields and, accordingly, the loads acting on the lining, are constantly changing, causing the same gradual accumulation of stresses and strains in the production casing, affecting its technical condition.

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. The claimed invention is aimed at solving the problem of detecting changes in the technical condition of the casing string by periodically examining its geometric characteristics, followed by determining changes in deformations and stresses in the previous (background) and current studies being compared.

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. The solution to this problem is achieved by the fact that in each study of the technical condition, in contrast to the existing method, clutometry is performed in addition to inclinometry and the subsequent linking of the position of the coupling joints to inclinometric measurements. As a result of this operation, the entire length of the column in inclinometric measurements is marked, which makes it possible to establish the position of the coupling joints of the boundaries of individual sections in the comparable studies. Carrying out muftometry distinguish cases of violation of the integrity of the casing in the form of a continuity gap.

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. Another difference is that in addition to the angle of inclination used in the existing method in individual sections, the axial displacement is determined by means of clutometry as the difference in the length of the section in the studies being compared. The curvature of the column at the site is determined by the slope angles measured in each study.

Третье отличие состоит в том, что в качестве основания для суждения о наличии изменения технического состояния используют деформации и соответствующие им напряжения. The third difference is that deformations and the corresponding stresses are used as the basis for judging the presence of a change in the technical condition.

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. This is a fundamental difference, since the design of the casing string is performed according to stresses. Compliance with the stress strength condition is a necessary condition that determines the working capacity of the column (technical condition) at all stages of operation. Only the stresses in the column are that integral indicator of the reaction of the column to the totality of the loads acting on it and the effects that arise during field development, and, therefore, are the main measure of the technical condition. In addition, the magnitude of the change in stress state serves as the basis for determining the residual resource of strength.

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. The method is as follows. After the well is stopped and the tubing string is removed from it, an inclinometer is launched into the well and the angles of inclination of the casing string are measured throughout the bore or in the areas of interest, and these angles are recorded. Then make the location of the coupling joints, get a diagram of the location of the couplings along the barrel. Build a graph of the change in the angle of inclination along the wellbore at the same scale as the diagram of the location of the couplings. The positions of the coupling joints are linked to the inclinometric measurements by combining both graphs. Compare the result (inclinogram) with a similar result (inclinogram) in the previous (background) study. As a result of the comparison, using the coupling joints, they find the corresponding sections and their boundaries on both inclinograms. Compare the change in the angle of inclination in areas and find areas with changed angles of inclination.

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. For each of the sections, the distribution of curvature is determined by the measured values of the slope angles. Find the maximum values of curvature, determine the change in curvature. Combination location diagrams of couplings are combined, absolute axial deformation absolute length change is established. The found strains determine the change in the stress state. The values of deformations and stresses judge the presence and degree of change in the technical condition of the casing string.

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.Thus, the proposed method has, in comparison with the prototype, the following advantages:
accurate determination of the boundaries of individual sections by the position of the coupling joints in each of the compared studies;
the range of compared geometric characteristics in individual sections has been expanded due to the addition of axial displacement (deformation) to the tilt angles;
as the main parameters associated with the detection and change in the technical condition of the column, strain and stress are used.

Приведенные преимущества повышают эффективность исследований по обнаружению и выявлению степени изменения технического состояния и увеличивают способность предупреждения возникновения аварий с нарушением целостности обсадных колонн. These advantages increase the effectiveness of studies to detect and identify the degree of change in the technical condition and increase the ability to prevent the occurrence of accidents with violation of the integrity of the casing strings.

Claims

METHOD FOR DETERMINING THE TECHNICAL CONDITION OF A CASING PIPE IN A WELL, including stopping a well, removing tubing from it, measuring the angle of inclination of the casing string and subsequently comparing them, characterized in that for each study to detect changes in the technical condition, they are performed in parallel with measuring the angles the inclination of the localization of the coupling joints with the subsequent construction of a diagram of the location of the couplings along the barrel, and the degree of change in the technical condition over the period d between the previous (background) and current studies are judged by the change in deformations and stresses in individual sections according to the formulas
Δl = l _t -l _p , ΔK = K _t -K _p ,

where Δl is the absolute change in the length of the section bounded by its sleeve connections, m;
l _t - the length of the same section in the current study, m;
l _p - the length of the same section in the previous (background) study, m:
ΔΚ is the absolute change in curvature in the area bounded by its sleeve connections, m ^- ¹ ;
K _t - the largest value of the curvature in the same area, corresponding to the measured tilt angles in the current study, m ^- ¹ :
K _p - the largest change in curvature in the same area, corresponding to the measured tilt angles in the previous (background) study, m ^- ¹ ;
Ds is the absolute change in normal stresses in the same section, MPa;
d is the outer diameter of the casing, m;
E - Young's modulus of casing material, MPa.