Контроль технического состояния скважин


Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Контроль технического состояния скважин методом цементомет-СЂРёРё осуществляют РІ комплексе СЃ традиционными геофизическими методами. Методами электрометрии, термометрии, акустики устанавливают места нарушения колонны. РџСЂРё помощи термометрии обнаруживают интервалы затрубной циркуляции РІРѕРґ, обусловленной некачественным цементажом. Электромагнитным методом или измерением естественных потенциалов устанавливают участки интенсивной РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё колонны.  [1]

Контроль технического состояния скважин РџРҐР“ методами Р“Р�РЎ основан РЅР° сравнительном анализе фоновых Рё последующих ( временных) геофизических исследований, выполненных РІ условиях одинаковой конструкции скважины.  [2]

Для контроля технического состояния скважин разработан СЂСЏРґ аппаратурных средств.  [3]

РџСЂРё контроле технического состояния скважин РІ открытом стволе РїСЂРѕРІРѕРґСЏС‚ инклинометрические Рё профилеметрические измерения, Р° РІ обсаженных скважинах - дефектоскопические измерения Рё оценку качества цементирования обсадных колонн.  [4]

Некоторые методы контроля технического состояния скважин, осуществляемые СЃ помощью геофизических исследований, перечислены ниже.  [5]

Акустические методы контроля технического состояния скважин РЅРµ позволяют однозначно интерпретировать полученные результаты без применения дополнительных измерений.  [6]

Проведение исследований РїРѕ контролю технического состояния скважин РІ соответствии СЃ разработанной методикой позволяет разделить РёС… РЅР° несколько РіСЂСѓРїРї.  [7]

Р’Рѕ Временном регламенте РїРѕ контролю технического состояния скважин месторождений РџРћ Башнефть [132] рекомендуется техническое состояние скважины определять уровнем соответствия основных элементов ее конструкции требованиям охраны недр, окружающей среды Рё эксплуатации.  [8]

РќРµ менее важной задачей является контроль технического состояния скважин, РѕС‚ которого РІРѕ РјРЅРѕРіРѕРј зависит эффективность эксплуатации полигона захоронения, надежность изоляции пласта-коллектора, содержащего отходы, РѕС‚ вышележащих горизонтов Рё поверхности. Контроль состояния скважин осуществляется как путем определения параметров РёС… работы, так Рё РїСЂРё непосредственном РёС… обследовании СЃРѕ СЃРїСѓСЃРєРѕРј РІ скважины глубинных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ. Результаты контроля технического состояния скважин используются для планирования Рё проведения мероприятий планово-предупредительного ремонта, уточнения эксплуатационного ресурса скважин. РџСЂРѕРІРѕ - дится также контроль технического состояния поверхностных сооружений.  [9]

Заметно увеличить производительность работ РїСЂРё контроле технического состояния скважин позволит аппаратура Контроль-РўРЎРњ, включающая РІ себя каналы РґРІСѓС…Р·РѕРЅРґРѕРІРѕРіРѕ РђРљР¦, термометр, шумомер, каналы ГК Рё электромагнитной дефектоскопии. Р’ 2002 Рі. завершен этап РќР�Р  этой аппаратуры.  [10]

Результаты измерений каверномером широко используют для контроля технического состояния скважин РїСЂРё корреляции разрезов скважин, для литологического расчленения разреза Рё выделения РІ нем коллекторов ( РІ комплексе СЃ диаграммами РґСЂСѓРіРёС… промыслово-геофизических методов); для получения уточненных значений фактического диаметра скважины Рё толщины глинистой РєРѕСЂРєРё, знание которых необходимо для количественной интерпретации диаграмм электрических Рё радиоактивных методов исследования скважин. Наиболее важно применение кавернограмм для расчленения разреза отложений, пройденных скважиной.  [11]

Р’РќР�Р�Р“Р�РЎ активно развивает электромагнитные Рё акустические методы контроля технического состояния скважин.  [12]

Р’ процессе бурения Рё эксплуатации скважины необходимо выполнять контроль технического состояния скважины Рё разработки месторождений. Эта разновидность Р“Р�РЎ проводится посредством геофизических ( радиоактивных, термометрических Рё РґСЂ.) Рё близких Рє РЅРёРј РїРѕ методике измерений ( измерение диаметра, искривления скважины Рё РґСЂ.) Рё составляет значительную Рё важную часть Р“Р�РЎ.  [13]

Данные ГГМ-Рџ широко используются также для изучения Рё контроля технического состояния скважин: отбивки цементного камня Рё муфт РЅР° обсадных колоннах, контроля доброкачественности колонны, СѓСЂРѕРІРЅСЏ жидкости РІ скважине.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Контроль за техническим состоянием ствола и колонной скважины

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Контроль за техническим состоянием ствола и колонной скважины

Измерение кривизны скважины

Все глубокие скважины являются наклонными. Вертикальная часть может быть только в верхних интервалах 0-500 м. Искривление ствола бывает задано по проекту проводки скважины и по технологическим причинам, связанным с разрушением горных пород. Необходимость наклонного направления ствола скважины наглядно понятна и очевидна при кустовом бурении, когда отход забоя от устья составляет сотни метров.

Измерение кривизны ствола скважины проводится после разбуривания некоторого интервала глубин 300-500 м. Скважинный прибор для измерения кривизны - инклинометр. Во всей промысловой геофизике это единственный метод, при котором не записывается сплошная диаграмма по стволу скважины. Измерение угловых величин производится по точкам. Расстояние между соседними точками называют шагом измерения, которое принято брать 5 или 10 м. Для контроля правильности работы инклинометра измерения в каждой точке дублируются. Отсчеты измеряемых величин оператор берет по стрелочному прибору измерительной панели и записывает в журнал. После измерения кривизны скважины бурение продолжается. Затем измеряется кривизна в новом интервале глубин. При каждом следующем глубинном интервале повторно перекрываются три точки предыдущего интервала измерений. Это необходимо для контроля правильности работы инклинометра.

На каждой точке измеряются два угловых параметра - угол наклона (отклонение от вертикали) и азимут.

Угол наклона скважины () - это угол между направлением ствола скважины и вертикалью, проходящего через точку измерения. Направление ствола показывает инклинометр, длина которого 3 м, а для обозначения вертикали в измерительной системе прибора есть отвесный грузик. Измерение угла электроконтактное. После фиксации отвесом вертикали измерительная стрелка прижимается к реохорде с помощью электромагнитного реле, и по рабочей части сопротивления реохорды измеряется угол наклона.

В этом треугольнике показана геометрия параметров определения кривизны.

l - шаг измерения по стволу скважины,

- угол наклона,

h - расстояние по вертикали между соседними точками шага,

а - отход от вертикали.

Угол наклона скважины

Все геологические карты и профили строятся по величинам h, для этого определяется удлинение

определяется по готовым таблицам, в которых указаны cos .

Аналогично

- определяется отход от вертикали:

Удлинение скважины можно определить для пласта (по кровле пласта) и до забоя:

Азимут искривления скважины () - это двугранный угол между плоскостями скважины и магнитного меридиана, проходящего через точку измерения. Он измеряется в плане от северного направления до проекции скважины. Отсчет берется по ходу часовой стрелки. Азимут изменяться по всему кругу от 0 до 360 градусов. Для измерения азимута в инклинометре есть магнитная буссоль, стрелка которой всегда направлена на север. Стрелка имеет металлические контакты, которыми она прижимается к круговой реохорде. Контактное прижимание производится с помощью электромагнитного реле после короткого успокоительного перехода.

Азимут искривления скважины

Измерение производится по величине ДU, взятой с части круговой реохорды, соответствующей угловой величине азимута.

Построение инклинограммы

Инклинограмма - это проекция скважины на горизонтальную плоскость. Строится она по измеренным величинам азимутов () и вычисленным величинам отходов от вертикали (а). Если в верхней части скважины есть вертикальный участок, то он проектируется в точку (А). Построение начинается с первого шага измерения, где есть угол наклона.

Через первую точку на плане проводится направление магнитной стрелки, отмечается угловая величина азимута, и на этом направлении откладывается отрезок (а). Для построения следующего отрезка магнитная стрелка переносится в конец предыдущего отрезка, и построение продолжается аналогично предыдущему интервалу.

Последняя точка (В) (забой скважины) и этот отрезок АВ - есть отход забоя от устья скважины. Отход используется при построении карт расположения скважин по пласту. При этом на топографической основе располагаются устья скважин, а забои наносятся по отходам АВ с сохранением азимутального направления.

Инклинограмма

При картировании ствола скважины учитывается одно важное обстоятельство - существует два северных полюса Земли, один географический, являющийся отметкой оси вращения Земли, а другой - магнитный. Они не совпадают, смещены на расстояние около 600 км.

Измерение азимута с помощью инклинометра ориентируется на магнитный полюс. А все географические и топографические карты, в т.ч. и инклинограмма, строятся в географических координатах. Расхождение между географической и магнитной системами координат отмечается угловой величиной (), которая называется магнитным склонением. При этом вершиной угла является точка расположения скважины. Величины указаны в каталогах картографии для каждого района. Для Альметьевского района =+100. Азимут, с поправкой на магнитное склонение, называют дирекционным углом (Д).

Инклинограмма строится по значениям дирекционного угла.

Построение геологических карт

Структурные карты по отдельным пластам и геологические профили строятся с использованием результатов измерения кривизны. Нельзя строить карты, исходя от формы рельефа земной поверхности, т. к. эта форма может быть совершенно случайной. Для построения карт по международному соглашению принята средняя отметка уровня моря на земной поверхности. Эта отметка называется абсолютным нулем. Она соответствует уровню Балтийского моря. Глубина точки пласта от этой отметки называется абсолютной глубинной отметкой (Н).

Абсолютная глубинная отметка пласта

Инклинометр гироскопический непрерывный ИГН-73-120/60

Применение:

Измерение зинитного угла, азимута, угла установки отклонителя наклонных и наклонно-горизонтальных скважин в буровой колонне, обсаженных и необсаженных скважинах, может устанавливаться в телеметрические забойные системы с проводным каналом связи.

Гироинклинометр осуществляет точечное аналитическое гирокомпасирование в неограниченном диапазоне зенитных углов, не требует предварительной привязки к географическому меридиану.

Измерения могут производиться как при спуске, так и при подъеме скважинного прибора. Введение поправок по компенсации дрейфа инклинометра после завершения не требуется. Измерения проводятся в реальном масштабе времени. Время измерения не ограничено. Это позволяет обеспечить оперативный контроль за искривлением ствола скважины, детально обследовать любой ее участок.

Измерение диаметра скважины

Скважины бурятся долотом определенного диаметра, который можно назвать номинальным. При разбуривании плотных, непористых пород диаметр скважины выдерживается, он соответствует номинальному диаметру. Во многих случаях фактический диаметр в интервале отдельных пластов отличается от номинального, причем изменение диаметра может быть как в сторону увеличения, так и уменьшения. Увеличение диаметра бывает:

-в глинах,

-в пластических породах,

-в трещиноватых известняках и туфах,

-в карстовых интервалах.

Наиболее характерно увеличение диаметра в глинах. Оно бывает всегда. Терригенные породы с сильным увеличением диаметра всегда интерпретируются как глины. Промывочные буровые жидкости готовятся на пресной воде. А при контакте глин с пресными водами происходит разрушение их структуры, чешуйчатое расслоение глинистых частиц и осыпание их на забой. Этот процесс идет непрерывно, так как за счет пластичности глинистый пласт выжимается к скважине, которая является областью разгрузки по горному давлению. За счет такого осыпания диаметр скважины увеличивается до 80-90 см.

Уменьшение диаметра отмечается в интервалах пластов-коллекторов. В режиме бурения гидростатическое давление жидкости ствола скважины должно быть больше пластового давления. Под действием этой разности давления буровой глинистый раствор проникает в пласт. Точнее, проникает только фильтрат. Размеры глинистых частиц немного больше размеров поровых каналов. Поэтому глинистые частицы не могут пройти в пласт и скапливаются на стенке скважины, образуя глинистую корку. Толщина этой корки бывает 1,0 - 1,5 см, что соизмеримо с диаметром. Эта корка вносит сильные искажения во многие параметры и характеристики пласта.

Скважинный прибор для измерения диаметра скважины - каверномер.

Он имеет 4 рычага, которые пружинами прижимаются к стенке скважины. Расхождение рычагов соответствует диаметру скважины. Для спуска прибора на забой рычаги прижимаются к цилиндрическому корпусу прибора.

Когда каверномер находится на забое скважины, рычаги отпускаются и прижимаются к боковой поверхности скважины. Кавернограмма пишется при равномерном подъеме прибора. В геофизических диаграммах она наносится на ленту стандартного электрического каротажа.

В промышленности выпускаются различные типы и конструкции каверномеров:

потенциометрическая схема (на трехжильном каротажном кабеле),

на активных сопротивлениях (для одножильного кабеля),

мостовая схема,

индукционный (с подвижным сердечником).

Пределы измерения диаметра от 100-860 мм. Горизонтальный масштаб записи кавернограммы 1:10, т.е в одном см. на бумаге содержится 10 см. в реальности.

Реохорда - это круговое сопротивление (потенциометр), на концах которого создается постоянная по величине разность потенциалов. К реохорде прижимается контактная стрелка, движение которой связано с прижимными рычагами каверномера. Часть этой разности потенциалов ДU (на схеме заштрихована) подается в измерительную цепь MN для записи диаграммы.

По кавернограмме можно точно определить величину фактического диаметра скважины в интервале любого пласта.

d0- начальный диаметр, т.е. диаметр каверномера с прижатыми к нему рычагами,

I - ток питания электрической схемы каверномера, это величина постоянная,

ДU - разность потенциалов, снимается в измерительной цепи MN с реохорды. Она пишет диаграмму каверномера,

С - постоянная прибора (паспортный коэффициент) для перевода милливольт в сантиметры диаметра. Его можно определить при тарировании прибора.

Кавернограмма пишется в необсаженной скважине. Данные фактического диаметра используются во многих вариантах интерпретации результатов геофизических исследований. По величине диаметра определяется толщина глинистой корки (ГК) в интервалах пластов-коллекторов, которая является помехой при любых геофизических исследованиях, т.к. она искажает величину основного измеряемого параметра пласта. В зависимости от толщины глинистой корки вводятся поправки для измеряемых величин электрических методов исследования скважин.

По кавернограмме(ДС ) наблюдается уменьшение диаметра скважины в интервалах 1761-1764,4 м.,1769-1774 м., 1774,6-1777 м. наблюдается уменьшение диаметра скважины, что связано с образованием глинистой корки и признаком коллектора

Прибор КП-М обеспечивает измерение четырех независимых радиусов скважины в диапазоне от 50 до 300 мм с последующим вычислением в наземном оборудовании двух взаимно-перпендикулярных диаметров и среднего диаметра скважины. Скорость каротажа 2000м/ч.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ НАРУШЕНИЙ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПО КОМПЛЕКСУ МЕТОДОВ

u термометрия;

u электромагнитная дефектоскопия;

u шумометрия;

u механическая расходометрия;

u профилеметрия;

u термокондуктивная дебитометрия;

u скважинный акустический телевизор.

Возможные причины повреждения обсадных колонн

- Повреждения эксплуатационных колонн встречаются повсеместно. Выявление аварийно-опасных зон, мест нарушения колонны, установление причин их возникновения является актуальной задачей в деле контроля за разработкой нефтяных месторождений. Нарушения эксплуатационных колонн зафиксированы на всех месторождениях, которые разрабатываются более 10 лет. Как правило, смятие или разрыв колонн происходит через 5-15 лет после ввода скважины в эксплуатацию.

- Повреждения преимущественно связаны с коррозийным разъеданием металла при контакте с соленой пластовой водой, сероводородом, содержащемся в сернистых нефтях. Сильный механический износ толщины стенки колонны бывает в скважинах, в которых часто проводятся ремонты, связанные с многократными спускоподъемными операциями насосно-компрессорных труб. Иногда отмечаются осевые смещения колонны, причинами которых являются сжимающие и растягивающие осевые нагрузки. В литературе упоминаются страгивание или слом резьбовых соединений, продольный изгиб колонны. Нарушения могут возникнуть при воздействии на колонну напряжений со стороны породы, превышающих запас прочности обсадных труб.

Группа специалистов по геологии и разработке месторождений Западной Сибири считает, что причиной может служить так называемый «линзовый эффект», т.е. вертикальное перемещение горных пород над трещиной, образовавшейся в результате гидроразрыва терригенных пород. Перемещение горных пород может быть связано с текучестью увлажненных глинистых пород монтмориллонитового и каолинитового состава. Эти глины при влажности более 10 % приобретают высокую пластичность и текучесть. На участках выше и ниже текучего пласта обсадная колонна испытывает деформацию сжатия, а в интервале пласта-коллектора - деформацию растяжения.

Потеря устойчивости глин может происходить вследствие нагнетания больших объемов воды за колонну через негерметичное резьбовое соединение или нарушение обсадной трубы. По мере накопления жидкости и набухания глин давление растет, и при достижении величины, превышающей горное давление, происходит гидроразрыв глинистых пород и образуются трещины горизонтальной ориентации. По мере поступления в них закачиваемой воды трещины растут, горные породы перемещаются вверх вместе с колонной. Эксплуатационная колонна, закрепленная на устье и зацементированная в нижней части, испытывает дополнительные растягивающие осевые нагрузки. Таким образом, выходят из строя несколько соседних скважин целого участка. Появляются скважины с нарушенными колоннами, даже если на участке отсутствуют нагнетательные скважины.

Исходя из вышеизложенного, складывается гипотеза о механизме возникновения нагрузок на обсадную колонну:

- попадание больших объемов воды за обсадную колонну;

- разбухание глинистых пород;

- переход глин в текучее состояние;

- гидроразрыв глинистых пород.

Иногда в эксплуатационной колонне проводятся работы с применением турбобуров. Это бывает при разбуривании затвердевшего цемента или других операций, связанных с ремонтом скважины. Проведение буровых работ в обсаженной скважине сопровождаются износом обсадных труб, уменьшающим их первоначальную прочность.

При проектировании промежуточных обсадных колонн, давления их периодической опрессовки в процессе бурения и других технологических операций, влияющих на изменение внутреннего давления, часто не учитывают вышеуказанное явление. Тогда в процессе бурения возникают повреждения обсадных труб. Наличие в скважине интервалов неустойчивых пород или пластов с аномальным давлением требуют особого внимания к техническому состоянию промежуточных обсадных колонн. Достоверная информация об их износе и остаточной прочности необходима для планирования работ, исключающих аварии в скважинах.

Термические методы

ствол скважина кривизна измерение

Температурные исследования проводятся в большом объеме как в необсаженных (буровых), так, а в эксплуатационных скважинах различных категорий при контроле за разработкой нефтяных месторождений (добывающие, нагнетательные, контрольные). Скважинный прибор -электротермометр, датчиком которого служат полупроводниковые термисторы или чувствительные к температуре металлические элементы. Хорошей чувствительностью обладают термисторные термометры, которые позволяют писать термограммы по стволу скважины с большой скоростью 600-3000 м/час. У термометров с металлическими датчиками (медь) температурный коэффициент электрического сопротивления (а) составляет 0,004. Это значит, что при изменении температуры на один градус, сопротивление меняется на 0,4%». При изменении на 100 градусов изменение сопротивления элемента достигает 40%». А это довольно большая величина.

R=Ro[l+a (Т-То)]

При движении прибора по стволу скважины температура меняется, сопротивление датчика R3 меняется пропорционально температуре, поэтому электрический потенциал точки N моста меняется из-за изменения разности потенциалов на плече R3. А потенциал точки М всегда остается неизменным. Мост сопротивлений разбалансируется, появляется ДU0. Следовательно, на термограмме записывается изменяющаяся разность потенциалов ДU в измерительной цепи MN.

По термограмме можно определить температуру в скважине на любой глубинной отметке

Т=Т0+СДU/I , где

I - ток питания скважинного прибора,

ДU - разность потенциалов в измерительной цепи,

Т0 - температура баланса моста,

С - коэффициент перевода милливольт (ДU) в градусы Цельсия.

Т0 и С - указываются в техническом паспорте прибора. Их можно определить при градуировке прибора в лаборатории.

Тарировка электротермометра производится в баке с прогреваемой водой. При этом температура воды контролируется ртутным термометром.

Все геофизические диаграммы записываются при движении прибора по стволу скважины снизу вверх. Термометр является исключением - его диаграммы пишутся при спуске. Это необходимо для того, чтобы не перемешивать жидкость ствола скважины движением каротажного кабеля, не ухудшить температурную дифференциацию по вертикали. Термограмма пишется сразу же при первом спуске скважинного прибора. Чувствительность электротермометра высокая, что позволяет писать диаграмму в крупном масштабе - 0,05 град/см. Скважинные исследования резисторным термометром проводятся на трехжильном каротажном кабеле.

Задачи термических исследований:

Определение естественной геологической температуры по глубине

Эти исследования проводятся в первых пробуренных скважинах любого нового месторождения. Для выравнивания температур по горизонтали скважина должна простоять в покое 6-8 суток. При этих исследованиях определяется геотермический градиент (геотерма).

Г=Дt°/Дh

Определение высоты подъема цемента (ВПЦ).

При цементировании эксплуатационной колонны жидкий цемент затвердевает в течении 16-24 часов. Реакция эта носит экзотермический характер - выделяется большое количество тепла. При наличии в скважине больших каверн диаметром 80-100 см. температура в них может подниматься до 80° С, в то время, как начальная геологическая температура девона Ромашкинского месторождения составляет 37° С.

Перед спуском колонны, в законченной бурением скважине, записывается контрольная термограмма.(1). А после закачки цементного раствора (через одни сутки) записывается основная (2) диаграмма. Высота подъема цемента за колонной определяется по резкому подъем температуры на второй термограмме. Метод ОВПЦ с помощью термометра имеет два существенных недостатка:

1.Кроме высоты подъема цемента он не дает больше никакойинформации о качестве цементирования колонны.

2.Исследования жестко ограничены во времени - через двоесуток тепловые поля рассеиваются, и уже ничего определить нельзя.

Существуют другие геофизические методы, по которым определяются другие, качественные показатели цементирования колонны: эксцентричность распределения цемента, отдельные интервалы отсутствия цемента, сцепление цемента с колонной и породой (цементомер ГГК, АкЦ).

Определение места нарушения колонны

Электромагнитная дефектоскопия

На протяжении всей жизни скважин необходима достоверная и качественная информация о техническом состоянии обсадных колонн, включая промежуточные и кондукторные. Одним из эффективных методов в комплексе геофизических методов исследования обсадных колонн в последние два десятилетия стала электромагнитная дефектоскопия.

Дефектоскомп (лат. defectus недостаток + гр. ckopus наблюдаю) -- устройство для обнаружения дефектов в изделиях из различных металлических и неметаллических материалов методами неразрушающего контроля. К дефектам относятся нарушения сплошности или однородности структуры, зоны коррозионного поражения, отклонения химического состава и размеров и др. Область техники и технологии, занимающаяся разработкой и использованием дефектоскопов называется дефектоскопия.

Существует ряд электромагнитных дефектоскопов, выполняющих определенные задачи контроля за техническим состоянием скважин. В их числе электромагнитный малогабаритный толщиномер ЭМДС-ТМ, предназначенный для измерения толщины стенок первой и второй колонн действующих скважин с точностью от 0,5 до 1,5мм, сканирующий электромагнитный дефектоскоп ЭМДС-С выявляющий малые локальные дефекты колонн, в том числе отверстия сверлящей и кумулятивной перфорации, элекромагнитный дефектоскоп толщиномер ЭМДС-ТМ-42ТС с термометром и гамма блоком решает следующие задачи:

-обнаруживает дефекты поперечных и продольных трещин, коррозионных язв,

-определяет толщину двух внутренних труб;

-положения муфт первой и второй от оси скважины колонн, башмаков, центраторов, пакеров;

-интервалы перфорации.

Также данный прибор содержит чувствительный термометр для выявления притока и поглощения флюида и гамма блок для записи гамма каротажа.

При обследовании обсадной колонны на наличие дефектов любой формы в отдельном интервале необходимо провести исследование сканирующим дефектоскопом в двух режимах: в режиме дефектов и режиме толщины. Рекомендуемая скорость каротажа в режиме дефектов (ЭМДС-С) 120-150 м/час. При измерении толщины стенок колонны достаточно провести исследование дефектоскопом ЭМДС-МП. Максимально допустимая скорость каротажа в режиме толщины 400-500м/час.

Дефектоскоп ЭМДС-ТМ-42ТС работает в 23 производственных организациях России, Казахстана, Украины, Белоруссии, Германии и Китая.

Примеры результатов дефектоскопии обсадных колонн представлены на рисунках ниже:

Выделение поперечных трещин размеров 130*1,5мм и 70*1,5мм по сочетанию минимума поперечного и максимума осевого зондов

Нарушение целостности колонны по методам дефектоскопии, термометрии и раходометрии в интервале 363-364м.

Для определения толщины стенок колонны применяется прибор ЭМДСТ-42

Исследование скважин по шумовым эффектам

Современная разработка нефтяных пластов предусматривает большой комплекс геофизических и гидродинамических исследований состояния продуктивных пластов и жидкостей ствола скважины. В течение многих лет источники и интервалы обводнения добывающих скважин определялись при остановках скважин для капитального ремонта. При этом применялись в основном радиоактивные методы, у которых глубинность исследования в пласт составляет величину 15 - 45 см. В простаивающих скважинах для сильного противодавления на перфорированные пласты ствол заполняется солёной водой. Под избыточным давлением вода из ствола поступает в пласт и оттесняет пластовые флюиды. Создается зона поглощения, искажающая призабойную зону пласта. Глубинность этой зоны соизмерима с глубинностью и разрешающей способностью радиоактивных методов, а часто и превышает её. Поэтому исследования остановленных скважин методами радиометрии были мало эффективны или вовсе не эффективны.

С 1990-х годов стали применяться комплексы методов исследования скважин на приток, в которые входят термометрия, дебитометрия, термодебитометрия (СТД), влагометрия, плотнометрия, пьезометрия, магнитная локация муфт, резистивиметрия, шумометрия. Стали исследоваться действующие скважины, работающие с ШГН, через межтрубное пространство комплексными приборами диаметром 32 и 28 мм, которые спускаются через специальное отверстие в план-шайбе на устье скважины.

В комплексе этих методов широкое применение получили шумомеры, с помощью которых выделяются отдающие и поглощающие пласты, места нарушения эксплуатационной колонны, заколонная циркуляция. Автор метода Кирпиченко Б.И.

Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды. Исследования бывают эффективны не только в эксплуатационной колонне, но и при перекрытии интервалов притока насосно-компрессорными трубами.

Чувствительным элементом акустического шумомера является пьезоэлектрический преобразователь (гидрофон), расположенный в отдельном модуле сборки «притока» или конструктивно совмещённый с одним из приёмников акустического цементомера (в последнем случае измерение проводят отдельной спускоподъемной операцией при выключенном излучателе).

Акустический шумомер является индикаторным прибором и не подлежит строгой калибровке. Его данные не пригодны для количественных определений. Скважинный шумомер используется в комплексе с компьютеризированной геофизической станцией «Гектор». По диаграммам шумометрии просматривается весь спектр шумов в диапазоне частот от 0,1 до 20 кГц. На диаграммах фиксируется амплитуда (А) и временной параметр скорости упругих волн (Т). Исследования проводятся в разных скважинных условиях - в действующих добывающих скважинах и в остановленных нагнетательных скважинах в режиме репрессии и излива. Регистрация диаграмм проводится в непрерывном режиме со скоростью 100 - 300 м/ч, или дискретно по замерам на точке с шагом 0,5 -5м. Продолжительность замера на точке при выделении работающих интервалов или заколонной циркуляции составляет 30-60 сек.

Совместные замеры шумомера и акустического цементомера с фазокорреляционными диаграммами (ФКД) позволяют прослеживать динамику изменения состояния контакта цементного камня, проявления остаточных деформаций после снятия нагрузки.

Выделение интервалов заколонной циркуляции методом термометрии затруднено глубокой зоной охлаждения пласта закачиваемой водой. Заколонную циркуляцию вверх методом термометрии определить не всегда удаётся. Циркуляцию вниз в интервалах, близких к перфорации, и при малых зумпфах методом термометрии определить также затруднительно.

Акустическая шумометрия, в отличие от термометрии, даёт информацию о мгновенном состоянии акустического поля. Движение жидкости за колонной мгновенно отражается на акустической информации.

При точечной шумометрии с увеличением частоты снижается интенсивность шумов. На низких частотах (0,1 - 0,5кГц) отмечаются шумы от движении жидкости по колонне, обтекания скважинного прибора с образованием турбулентных потоков, особенно при расходах более 120 м3/сут. При движении жидкости по нарушениям цементного камня в зависимости от размеров каналов каждый интервал спектра проявляется по-разному. Чем меньше зазоры, лучше контакт цементного камня и породы (характерно для глинистых перемычек), тем выше частота шумов. В зависимости от частотных характеристик перетоки разделяют на колонную циркуляцию и заколонную фильтрацию.

При фильтрации, выделяемой на частотах более 5 кГц, проведение в скважине ремонтных работ неэффективно.

Интервалы пластов-коллекторов в зоне заколонной циркуляции, выделяются на частотах 2-5 кГц, считаются интервалами поглощения, по которым происходит радиальное движение жидкости. Если отмечается повышение амплитуд на частотах до 2 кГц во всём интервале и на частотах от 5 кГц в интервалах неперфорированных пластов и на глинистых перемычках, то это является однозначным признаком заколонной циркуляции.

Ограничения применения акустической шумометрии связаны с шумами, возникающими при движении самого прибора, существованием сложной зависимости чувствительности датчика от частоты, одновременным влиянием на частоту шумов скорости потока, диаметра канала, вязкости флюида.

При точечной шумометрии с увеличением частоты снижается интенсивность шумов. На низких частотах (0,1 - 0,5кГц) отмечаются шумы от движении жидкости по колонне, обтекания скважинного прибора с образованием турбулентных потоков, особенно при расходах более 120 м3/сут. При движении жидкости по нарушениям цементного камня в зависимости от размеров каналов каждый интервал спектра проявляется по-разному. Чем меньше зазоры, лучше контакт цементного камня и породы (характерно для глинистых перемычек), тем выше частота шумов. В зависимости от частотных характеристик перетоки разделяют на колонную циркуляцию и заколонную фильтрацию.

При фильтрации, выделяемой на частотах более 5 кГц, проведение в скважине ремонтных работ неэффективно.

Интервалы пластов-коллекторов в зоне заколонной циркуляции, выделяются на частотах 2-5 кГц, считаются интервалами поглощения, по которым происходит радиальное движение жидкости. Если отмечается повышение амплитуд на частотах до 2 кГц во всём интервале и на частотах от 5 кГц в интервалах неперфорированных пластов и на глинистых перемычках, то это является однозначным признаком заколонной циркуляции.

Ограничения применения акустической шумометрии связаны сшумами, возникающими при движении самого прибора, существованием

сложной зависимости чувствительности датчика от частоты, одновременным влиянием на частоту шумов скорости потока, диаметра канала, вязкости флюида.

Нарушение в колонне в интервале 1185-1186 м., 1149-1152 м. выявлено в комплексе шумометрии и термометрии

Замеры термометрии и шумометрии

Нарушение герметичности колонны выявлено в интервале 1337.4 - 1342.0 м.

Слабое нарушение в интервале 1316.6 - 1318.0 м, ниже вода не идет

Механическая расходометрия

Механическая расходометрия предусматривает определение скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты.

Её применяют как метод для:

- выделения интервалов притоков в добывающих и интервалов приемистости в нагнетательных скважинах;

- оценки профилей притока и приемистости в перфорированных интервалах;

- определения поинтервальных и суммарных дебитов;

- выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины;

- определения мест нарушения эксплуатационной колонны.

Скважинные приборы: ДГД - дебитомер глубинный дистанционный и РГД - расходомер глубинный дистанционный. Исследования выполняются в обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах.

Ограничения в применении заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потоков, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влияния на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений.

Контроль технического состояния скважин позволяет своевременно выявить нарушения целостности колонн, оценить размеры и характер этих нарушений, произвести необходимый ремонт и таким образом уменьшить негативные последствия коррозионных процессов и продлить срок службы скважин.

Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы.

Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние - только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока жидкости через измерительную камеру, в которую помещена турбинка. При использовании пакера регистрация расхода только точечным способом, режим непрерывной записи диаграммы невозможен.

Механические расходомеры должны удовлетворять следующим требованиям:

- динамический диапазон (отношение максимального измеряемого дебита к минимальному) для пакерных приборов - не менее 10, для беспакерных - не менее 50;

- коэффициент нелинейности - не более 3%;

- нижний предел измерений для пакерных приборов - не более 5 м3/сут, беспакерных - 20 м3/сут.

Пример выявления нарушения в колоне в интервалах 1149-1152 м., 1184.2-1186м. методами расходометрии и шумометрии

НАРУШЕНИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТИ КОЛОННЫ В ИНТЕРВАЛЕ 463.6 - 464.6 м ПО ШУМОМЕРУ

Профилеметрия

Профилеметрия (многорычажные профилемеры Мulti-Finger Imaging Tools, MIT компании Sondex) позволяет регистрировать и оценивать размеры только тех дефектов и особенностей, которые расположены на внутренней стороне стенки ЭКС. При этом дефекты, находящиеся на наружной стороне стенки ЭКС выявлению не подлежат.

ПРОФИЛЕМЕТРИЯ (прибор ГФ-48)

Замер после щелевой перфорации в интервале 1795-1803м.В интервале 1798.5 - 1800.8 м по кривым R2 и R14 отмечается наличие двух диаметрально расположенных щелей: в интервале 1801.8-1802.6м по кривой R14-одна щель.

Термокондуктивная дебитометрия (СТД)

Термоиндуктивная расходометрия основана на применении в качестве индикатора движения и состава флюидов термоанемометра с прямым или косвенным подогревом. Применяется она для определения:

-интервалов притока или приемистости флюидов;

-негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах иперетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах;

-разделов фаз в стволе скважины.

Чувствительным элементом термокондуктивных расходомеров является датчик-резистор, нагреваемой электрическим током до температуры, превышающей температуру среды. Набегающий поток флюида охлаждает датчик, изменяя его активное сопротивление. Непрерывная кривая расходометрии представляет собой изменение этого сопротивления. Характеристика преобразования термоанемометра нелинейна и близка к экспоненциальной, поэтому его чувствительность падает с увеличением скорости потока. Измеряемая величина - электрическое сопротивление (температура, частота). Основным видом измерений является непрерывная регистрация, дополнительным - измерения в точках. Диаграммные измерения проводятся по исследуемому интервалу со скоростью не более 200 м / час.

Для выделения интервалов притоков или приемистости перфорированных пластов в исследуемый интервал включают эти и прилегающие пласты на 20 -30 м выше и ниже интервалов перфорации. При этом исследования скважинным термодебитомером проводятся в комплексе с термометрией, влагометрией, плотнометрией, а также с некоторыми геофизическими методами коллекторской характеристики пластов (ГК, НГК).

Негерметичность обсадной колонны устанавливают в неперфорированных интервалах ниже глубины спуска насосно-компрессорных труб. Для выявления перетоков по стволу скважины между перфорированными пластами измерения проводятся в остановленной скважине в процессе, и после восстановления давления.

Недостатки метода термокондуктивной расходометрии связаны с ненадёжностью количественной оценки скорости потока флюида в скважине вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения, температуры среды и мощности нагревателя, а также недостаточной чувствительности в области высоких скоростей потока. СТД обладает повышенной чувствительностью к радиальной составляющей потока.

На рисунке показан пример определения мест негерметичности обсадной эксплуатационной колонны методом СТД. Исследования эти проводились в простаивающей скважине (кривая 1) и после свабирования (кривая 2). На первой кривой нет аномалий, показывающих приток жидкости. В зумпфе скважины на глубине 1669,8 м отмечено скопление забойной грязи толщиной 1,4 м. Этот интервал, вследствие высокой вязкости застойной грязи, СТД отметил высокими показаниями. На кривой 2, записанной после свабирования и вызова притока, выделяются пять отметок нарушения эксплуатационной колонны: 1578 м, 1585 м, 1592 м, 1615 м, 1619 м (на рисунке показаны стрелками).

На этой диаграмме, в местах нарушения колонны чётко проявился термокондуктивный эффект (Джоуля-Томсона) заметным снижением температуры, связанным с радиальным притоком жидкости в скважину. По этой кривой также отмечается скопление грязи на забое скважины ниже отметки 1669,8 м.

Определение мест негерметичности обсадной колонны методом СТД

В комплексе этих исследований проводились замеры термометром высокой чувствительности. На контрольной термограмме (3), записанной до свабирования, весь интервал 1578,0 - 1619,0 м с нарушениями колонны отмечен пониженной температурой.

На термограмме (4), снятой после возбуждения скважины свабированием, интервал с нарушениями колонны отметился повышением температуры за счёт притока из пластов более теплой воды, чем в колонне.

По диаграмме ГК (5) видно, что места нарушения колонны находятся в пределах пластов - коллекторов.

Комплекс исследований был дополнен диаграммой магнитного локатора муфт (6). На этой диаграмме забой отмечен на глубине 1672,4 м, что соответствует точке записи локатора. Но истинный забой находится ниже на 2,3 м (поправка на конструктивную длину скважинного прибора).

На рис. 50 приведён пример определения интервалов притока воды и нефти в работающей скважине по исследованиям прибором СТД в комплексе с термометром и влагомером. Исследования проводились малогабаритным комплексным прибором типа «Агат» диаметром 28 мм, спущенным в межтрубное пространство через специальное отверстие в план-шайбе на устье скважины. В скважине перфорированы два небольших интервала 1704,8 -1705,8 м и 1708,8 - 1709,6 м. На диаграмме СТД (кривая 1) чётко выделяются два приточных интервала по снижению температуры за счёт дроссельного эффекта (Джоуля-Томсона) - 1704,6 - 1706,0 м и 1708,8 - 1709,2 м, которые соответствуют интервалам перфорации. По диаграмме влагомера (кривая 2) видно, что в нижнем интервале поступает вода, а в верхнем - нефть. Оба приточные интервалы выделяются на термограмме (кривая 3) заметным снижением температуры.

Определение притоков воды и нефти по СТД, влагомеру и термометру

Скважинный акустический телевизор

В практике разработки нефтяных месторождений используются несовершенные скважины, доля которых составляет более 95% от фонда скважин. Эксплуатационная колонна в них закреплена цементом и перфорирована. Срок жизни скважины составляет 15-30 лет, а иногда и более. За это время состояние колонны сильно меняется - изменяется толщина стенки трубы, появляются дефекты целостности колонны. Причинами этих изменений являются: коррозия металла, перфорация, износ стенок в результате многочисленных спуско-подъёмных операций, связанных с проведением подземных и капитальных ремонтов. В каждой скважине перфорация проводится многократно. Применяются залповые перфораторы, содержащие 10 и более зарядов, которые создают сильный удар по колонне. В старых скважинах прочность цементного камня ослаблена вследствие его коррозии. Поэтому при перфорации появляются вертикальные трещины в цементе, и, как следствие этого, - заколонная циркуляция. В продуктивных интервалах пластовые воды сильно минерализованы. В девонских интервалах минерализация достигает 260 г/л (плотность воды 1180 кг/м). Эта вода движется по вертикали и заметно разъедает колонну. Вследствие агрессивности воздействия с внутренней и внешней сторон в колонне появляются дефекты, и в скважинах возникает необходимость проведения капитального ремонта. В этих скважинах проводятся геофизические исследования с целью точного определения мест нарушения колонны. Для этого применяются методы термометрии, расходометрии, шумометрии, гамма-дефектоскопии и изотопов.

С 2000 г. стали применяться новые методы обнаружения дефектов эксплуатационной колонны - электромагнитной дефектоскопии; акустический видеокаротаж, основанный на регистрации отраженных от границы раздела сред ультразвуковых волн. Скважинный акустический; телевизор (CAT - 4 М) содержит современную элементную базу импульсной электроники. Этот прибор называют акустическим микрокаверномером-дефектоскопом. Он предназначен для получения информации об истинных размерах и форме обсадных колонн посредством измерения внутреннего радиуса по сечению колонны с допустимой абсолютной погрешностью 0,7 мм, а также данных о расположении и количестве отверстий в интервале перфорации. На диаграммах скважинного телевизора изображается картина нарушений эксплуатационной колонны в виде крупных отверстий образовавшихся в результате длительной коррозии. В необсаженных скважинах акустический телевизор может применяться для литологического расчленения разреза, выявления кавернозных и трещиннокавернозных зон, тонкослоистых пропластков, определения профиля сечения скважины. Область применения САТ-4М ограничена техническими параметрами: угол наклона скважины не более 18°, диаметр скважины 125-350 мм, глубина - до 4500 м, жидкость ствола скважины негазированная, плотностью до 1300 кг/м , гидростатического давления до 100 МПа, температура от 5 до 120°С, длина -- 4,5м.

АКУСТИЧЕСКИЙ ТЕЛЕВИЗОР, ЭМДС, СКПД

Нарушение целостности эксплуатационной колонны отмечается в интервале 1633,0 - 1637,0 м, а также отмечается повреждение э/колонны в интервале 1651,0 - 1651,5 м.

Дефектомер-толщиномер

Сканирующий гамма-гамма-дефектомер-толщиномер СГДТ-100

Для контроля состояния обсадных колон широко применяют метод, основанный на регистрации рассеянного гамма-излучения. В скважинном приборе в качестве источника мягкого гамма-излучения используют тулий-170 энергия которого порядка 100кэВ. Это прибор позволяет измерять толщину стенок обсадной колонны по четырем радиальным направлениям с привязкой результатов измерений к апсидальной плоскости. Определять место положения муфт, пакеров, центрирующих фонарей, выявлять дефекты в обсадных трубах, образовавшиеся в результате механического воздействия или коррозии, а также регистрировать естественные гамма-излучения горных пород.

Применение:

- Обсаженные скважины, оборудованные колонной с внешним диаметром от 140 до 168 мм. И заполненные промывочной жидкостью плотностью от 1000 до 1400 кг/см3

Толщиномер - профилемер акустический (на отраженных волнах) АТП

Прибор выпускается в следующих модификациях по максимальной рабочей температуре T max и верхнему значению гидростатического давления в скважине Pmax :

по температуре: 120°С,

по давлению: 80 МПа.

Шифр прибора АТП-Т-80-Tmax/Pmax

Предназначен для измерения внутреннего диаметра и толщины обсадной колонны.

Применяется в скважинах, заполненных жидкостью на водной или нефтяной основе и имеющих диаметр 110ч240 мм.

Решаемые задачи:

оценка деформаций обсадной колонны;

определение участков внутренней и внешней коррозии обсадной колонны;

контроль перфорации.

Магнитный интроскоп

Принцип действия СМИ основан на методе регистрации утечки магнитного потока (MFL-метод). СМИ содержит (рис. 1) намагничивающее устройство и многоэлементную систему из датчиков утечки магнитного потока. Намагничивающее устройство создает в стенках ЭКС магнитный поток. При его прохождении через область стенки ЭКС с дефектами или иными особенностями у внутренней поверхности стенки ЭКС формируется магнитный рельеф в виде суперпозиции магнитного поля намагничивания и магнитного поля рассеяния от дефектов и особенностей ЭКС. При перемещении СМИ внутри ЭКС осуществляется считывание магнитного рельефа, по величине и характеру распределения которого можно судить о параметрах дефектов и особенностей стенки ЭКС.

Конструктивно скважинный модуль сканирующего магнитного интроскопа серии МИ-5Х состоит из трех блоков (рис. 2), размещенных в едином корпусе: блока магнитной интроскопии (Сканер интроскопа), блока магнито-импульсной толщинометрии (Толщиномер) и блока гамма-каротажа (ГК).

Магнитный интроскоп серии МИ-50

Недоворот труб в муфтовых соединениях

u За период ОПЭ с 2006 обследовано более 200 ЭКС. По результатам диагностики выявлено и локализовано более тысячи дефектов ЭКС. Выполнены следующие виды скважинных работ:

u плановая диагностика ЭКС с оценкой их коррозионного и механического износа;

u определение фактического положения интервалов перфорации с указанием количества (плотности) перфорационных отверстий;

u оценка состояния ЭКС при планировании ремонтных работ;

u выбор участков колонны для установки пакеров;

u оценка эффективности различных мероприятий по защите ЭКС от коррозии (например, катодная защита, ингибиторы коррозии);

u определение качества муфтовых соединений ЭКС.

u Наиболее характерные дефекты, обнаруженные в результате проведения магнитной интроскопии ЭКС:

u коррозионные поражения стенки ЭКС по дистанции ЭКС;

u повторная перфорация;

u коррозионные поражения стенки эксплуатационной колонны в интервале перфорации (рис. 8);

u желобообразный износ из-за движения бурового инструмента (рис. 9);

u несоответствие фактического интервала перфорации проектному (рис. 10);

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Гамма-плотномер-толщиномер скважинный, термобаростойкий

СГДТ-6ТБ Прибор выпускается в следующих модификациях по максимальной рабочей температуре T max и верхнему значению гидростатического давления в скважине Pmax :

по температуре: из ряда 120, 150, 175 °С,

по давлению: из ряда 60, 80, 100, 120 МПа.

Предназначен для оценки качества цементирования затрубного пространства и интервалов износа обсадных труб в нефтяных и газовых скважинах.

Применяется для исследования скважин с обсаженным стволом, при любом типе промывочной жидкости, трехжильном геофизическом кабеле длиной не более 7000 м.

Решаемые задачи:

определение высоты подъема цемента;

выделение интервалов с различным типом цемента (цемент, гельцемент и др.);

определение эксцентриситета колонны в скважине;

определение муфт, центрирующих фонарей, пакеров;

определение интервалов перфорации и износа обсадных труб

Определение качества цементирования эксплуатационной колонны методом ГГК

Исследования по определению качества цементирования эксплуатационной колонны проводятся в каждой пробуренной скважине до начала её эксплуатации. Для этих целей могут использоваться различные геофизические методы. Наиболее эффективными оказались методы ГГК и акустический.

Цементомер ГГК основан на принципе дифференциации компонентов скважинной среды по плотности. Выделяются четыре активных компонента среды, отличающиеся между собой по плотности:

u 1=7800 кг/м3 - эксплуатационная колонна,

u 1=2600 кг/м3 - горная порода,

u 1=2000 кг/м3 - цементный камень,

u 1=1200 кг/м3 - буровой раствор.

Определение высоты подъема цемента методом ГГК прибором ЦМ-8-12

Акустический каротаж

От волнового источника могут возникать волны продольные (Р), направление которых совпадает с направлением колебания частиц тела при деформации, и поперечные (S) - с перпендикулярным направлением относительно колебания частиц при деформации.

Поперечные волны распространяются только в твердых телах, поэтому не используются для исследования скважин, так как в стволе скважины всегда содержится жидкость.

Скорость волны прямо пропорционально связана с плотностью среды. Скорость продольной волны в 1,7 раза больше скорости поперечной волны.

Существует два определения плотности горных пород: а) минералогическая плотность (без пористости), которая примерно одинакова для всех осадочных горных пород; б) объемная плотность, которая обратно пропорциональна пористости пород. Именно эта зависимость позволяет применять АК для выделения коллекторов в разрезе скважины, обладающих заметной пористостью. Исследования АК с этой целью проводятся в необсаженных (буровых) скважинах.

В таблице приводятся основные волновые характеристики некоторых горных пород:

V - скорость продельных волн,

Дt - интервальное время (1/V),

- коэффициент затухания волн.

Таблица 2.1

порода

V (м/с)

Дt (мкс/м)

м-1

Промывочная жидкость

1600

630

-

Глина

2500

600

2.5

Песчаник

4500

250

0.2

Известняк

5000

220

0.5

Доломит

6000

200

0.5

Примечание: Здесь приведены для нетрещиноватых пород

При движении упругой волны по вертикали призабойной зоны пород амплитуда волны уменьшается вследствие волнового сопротивления среды по закону

r- расстояние от излучателя до приемника,

- амплитудный коэффициент затухания.

Коэффициент затухания увеличивается с ростом пористости пород, глинистости и трещиноватости.

Коэффициент а меняется для разных флюидов:

ав

knowledge.allbest.ru

Геофизические методы контроля технического состояния скважины

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Геофизические методы контроля технического состояния скважины

Введение

Для эксплуатации нефтяных пластов необходимо их изолировать от других пластов. Если эти условия не выполняются, то есть герметичность колонны нарушена, и в пласт поступает вода, то отбор нефти затрудняется или становится невозможным. Поэтому после окончания бурения и цементирования колонны, а также на протяжении всего времени разработки месторождения, методами ГИС периодически производится проверка технического состояния скважины.

При контроле за техническим состоянием скважины производятся и решаются следующие задачи:

· определение качества цементирования и состояния цементного камня во времени;

· установление местоположения муфтовых соединений колонны, участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра;

· выявление дефектов в обсадных и насосно-компрессорных трубах (отверстия, трещины, вмятины);

· определение мест притока или поглощения и интервалов затрубной циркуляции жидкости;

· контроль за установкой глубинного оборудования;

· оценка толщины парафиновых отложений в межтрубном пространстве.

Изучение технического состояния осуществляется методами радиометрии, термометрии, акустической цементометрии. Методами контроля технического состояния скважин охвачен практически весь спектр физических полей. Эти методы подразделяются на следующие: 1) Методы определения геометрии ствола (инклинометрия, профилеметрия); 2) Акустические методы изучения преломленных (АКЦ, ВАК), либо отраженных (CAT) ультразвуковых волн; 3) Пассивная акустика (шумометрия); 4) Электромагнитные методы (ЛМ, ЭМДС); 5) Радиоактивные методы (гамма-гамма толщинометрия, гамма-гамма цементометрия); 6) Другие методы.

1. Профилеметрия

Скважинная профилеметрия - это метод определения размеров и формы поперечного сечения скважины и их изменений с глубиной. Метод имеет две модификации - вертикальную и горизонтальную. При вертикальной профилеметрии регистрируют изменения формы и размеров поперечного сечения по стволу. При горизонтальной профилеметрии более детально изучается профиль поперечного сечения на фиксированной глубине.

Скважинный профилемер (каверномер) представляет собой одну или несколько пар противоположно ориентированных механических подпружиненных рычагов, один конец которых скользит по стенке скважины (колонны), а второй соединен с резистивным мостом, преобразующим угловые изменения положения рычага относительно оси прибора в модулированный электрический сигнал. Прибор калибруется при помощи устройства (кольца или гребенка), обеспечивающего отклонение рычага (рычагов) на фиксированные углы, соответствующие диапазону измерений радиусов для данного типа аппаратуры.

Рисунок 1. Профилемер-каверномер скважинный ПФ-80-8, ПФ-80-8Т

Для исследований обсаженных скважин применяются восьмирычажные профилемеры (Рисунок 1.) Для исследования существенно наклонных и горизонтальных скважин приборы необходимо центрировать. Для детальных исследований поверхности ствола скважины или колонны труб применяются многорычажные профилемеры с числом рычагов-пальцев до сорока и более. Детальность исследований этими системами позволяет получить развертку стенки скважины, выделить трещины, а в интервале перфорации - отдельные перфорационные отверстия.

Обработка данных обычного восьмирычажного профилемера производится следующим образом. По величине угла раскрытия мерных рычагов определяют расстояние оси прибора до стенки колонны (малейшие изменения любого чувствительного рычага преобразуются в электрическое напряжение). Исходными результатами являются кривые изменения с глубиной радиусов колонны Ri (i=1?8).

Данные профилеметрии в обсаженных скважинах используются для определения геометрических параметров обсадных колонн и позволяют судить о смятии, износе колонны, фиксировать разрывы обсадных труб, выявлять сальники в трубах (образующиеся вследствие налипания цементной корки, формирования различного типа отложений на стенках скважины). Данные трубной профилеметрии позволяют существенно повысить достоверность количественной интерпретации результатов гидродинамико-геофизических методов (в частности, механической и термокондуктивной расходометрии) при их комплексировании в единой сборке скважинных приборов.

2. Акустические методы оценки технического состояния ствола

Исследование технического состояния скважин акустическими методами основано на изучении волн, распространяющихся по колонне и цементному камню.

Акустическая цементометрия основана на измерении характеристик волнового поля, созданного источником упругих колебаний с частотой излучения 10-30 Гц. При этом регистрируют следующие параметры:

* амплитуда или коэффициент эффективного затухания волны по колонне в фиксированном временном окне (положение окна выбирается значением интервального времени распространения волны по колонне);

* интервальное время, амплитуда и затухание первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах;

* фазокорреляционные диаграммы (ФКД).

Рисунок 2. Аппаратура акустической цементометрии АКЦ8С

Метод применяют для установления высоты подъема цемента, определения степени заполнения затрубного пространства цементом, оценки сцепления цемента с обсадной колонной (АКЦ) и горными породами (ФКД), определения размеров и местоположения дефектов цементного камня и раскрытости кольцевых зазоров. Эффективность метода снижается в высокоскоростных разрезах, где первое вступление при хорошем и удовлетворительном качестве цементирования относится к волне по породе.

В современных системах АКЦ (Рисунок 2.) применяется регистрация кинематических параметров акустической волны в виде волновых картин или ФКД и динамических (пиковые или суммарные амплитуды и эффективное затухание) в определенном или плавающем временном окне, которое открывается первым вступлением волны Лэмба по колонне или амплитудным дискриминатором при определенном уровне сигнала. Зарегистрированная информация обрабатывается различными способами. В зарубежной практике качество заполнения заколонного пространства цементом принято оценивать по индексу цементирования (отношению зарегистрированной амплитуды к амплитуде в свободной колонне). Отличному качеству цементирования соответствует значение индекса, равное 0.8 (80%). Наличие или отсутствие сцепления цемента с горными породами определяется на качественном уровне фиксацией на ФКД фазовых линий, принадлежащих упругим волнам, распространяющимся в горных породах, и их корреляцией с материалами ГИС открытого ствола. Толщина кольцевого зазора рассчитывается по выработанным аналитическим зависимостям.

Измерения акустическими цементомерами сканирующего типа основаны на изучении распространения отраженных волн. Сканирующие приборы позволяют получить информацию о качестве цементного камня в кольцевом сегменте 45°. При этом имеется возможность локализовать каналы в цементном камне раскрытостью 30°. Преимущество приборов такого типа состоит в возможности регистрации внутреннего диаметра колонны, а также, используя явление акустического резонанса, и толщины обсадной колонны с точностью ± 0.1 мм.

Метод волновой широкополосной акустики (ВАК) (Рисунок 2.1) успешно используется для оценки состояния цементного камня и качества его сцепления с обсадной колонной. В частности, этим методом можно оценить величину зазора между колонной и породой. Несомненным преимуществом метода ВАК по сравнению с АКЦ является возможность прямого обнаружения гидродинамической связи между пластами (по негерметичному заколонному пространству, трещине гидроразрыва). Физической предпосылкой решения подобной задачи является развитие в канале, связывающем отдельные пласты, волны Лэмба-Стоунли, успешно выявляемой на фоне помех при спектральном частотном анализе результатов измерений.

Рисунок 2.1. Аппаратура волнового акустического каротажа ВАК-8

Скважинное акустическое телевидение (CAT) предназначено для изучения скважины или обсадной колонны по интенсивности отраженных высокочастотных упругих импульсов. Принцип акустического телевидения состоит в сканировании поверхности скважины по винтовой линии при движении зонда узким сфокусированным акустическим лучом, вращающимся в горизонтальной плоскости. Ввиду высокой частоты передаваемого на поверхность сигнала при этом получают практически непрерывное изображение стенки скважины. Для измерений используется одноэлементный зонд, который работает в импульсном режиме, периодически испуская излучение, а затем переключаясь на прием отраженных волн. Измеряются времена и амплитуды отраженной волны. В результате может быть получено растровое изображение поверхности стенки скважины или обсадной колонны.

В обсаженных скважинах метод применяют для определения внутреннего диаметра и эксцентриситета колонны, выделения положения муфт и различных дефектов, нарушающих целостность и гладкость колонны, уточняют также местоположение других элементов конструкции, определяют положение перфорационных отверстий, а также дефектов обсадной колонны и НКТ.

Недостатком метода перед другими сканируюшими методами является критичность к однородности по акустическим свойствам флюида, заполняющего скважину, особенно наличие газопроявлений.

Пассивная акустика или шумометрия изучает упругие акустические колебания, возникающие в скважине и пласте в процессе ее эксплуатации. Физическая сущность метода состоит в том, что при течении флюиды издают акустические шумы в широком спектре звуковых колебаний от первых герц до первых килогерц. При этом спектр и интенсивность шума несет информацию о характере флюида (вода, нефть или газ) и среды, в которой происходит его течение (пласт, заколонное пространство, колонна, интервал перфорации).

В качестве измерительного элемента используется обычный гидрофон или его комбинация. Измерительные датчики могут быть установлены как на отдельном скважинном приборе, так и входить в качестве модуля в комплексные сборки. Также в некоторых типах аппаратуры акустической цементометрии измерительный зонд используется в качестве канала шумометрии. Исследования выполняются в процессе отдельной спуско-подъемной операции при выключенном излучателе. Материалы шумометрии используются для выделения мест поступления в скважину пластовых флюидов в интервалах перфорации и через дефекты обсадной колонны, а также межпластовых перетоков флюидов за колонной.

3. Метод электромагнитной локации муфт (ЛМ)

Метод ЛМ, как и прочие электромагнитные методы, основан на принципе электромагнитной индукции в проводниках электрического тока. При исследованиях регистрируются изменения магнитной проводимости в металле обсадной колонны и насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их сплошности (утолщений, разрывов, перфорации). Измерения выполняются локатором муфт (Рисунок 3.), датчик которого представляет собой дифференциальную магнитную систему, состоящую из многослойной катушки с сердечником и двух постоянных магнитов, которые создают в катушке и вокруг нее постоянное магнитное поле. При перемещении локатора вдоль колонны в местах нарушения сплошности металла труб происходит перераспределение магнитного потока и индуцирование в измерительной катушке импульсов ЭДС.

Рисунок 3.1. Схема формирования сигнала локатора муфт

Амплитуда сигнала пропорциональна числу витков в обмотке датчика, мощности используемых в локаторе магнитов и скорости движения прибора мимо неоднородности. Малогабаритные локаторы (диаметром 36 мм) имеют ограниченную разрешающую способность по отношению к выделению интервалов перфорации. Отношение сигнал/шум может быть увеличено за счёт регистрации и совместной обработки нескольких измерений. ЛМ применяется для установления положения муфтовых соединений колонны, точной привязки показаний других приборов к положению муфт, взаимной привязки показаний нескольких приборов, уточнения глубины спуска лифтовых труб, определения текущего забоя скважины, в благоприятных условиях - определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (типа разрывов, трещин) обсадных колонн, НКТ. В обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах в комплексе с другими методами ГИС-контроля метод используется для привязки, выявления дефектов, перфорации и элементов конструкции скважины.

Рисунок 3.2. Локация муфтового соединения обсадной колонны

Имеются два типа локаторов муфт - для радиометра (ЛР) и перфоратора (ЛП). Локатор муфт типа ЛР предназначен для одновременной записи кривых гамма-метода и локатора муфт, совмещенных по глубине. При этом достигается нужная точность привязки интервалов перфорации к муфтам. Локатор муфт типа ЛП соединен с перфоратором, и при необходимости перфоратор или торпеда срабатывают через газовый разрядник в интервале, выбранном для прострела. Близким по физической сути к ЛМ методом является прихватоопределитель (ПХ) (Рисунок 3.2), используемый для определения места прихвата колонны труб при бурении и капитальном ремонте скважин.

Метод основан на способности ферромагнетиков утрачивать намагниченность при деформации. Прибор ПХ представляет собой электромагнит, которым с определенным шагом наносятся магнитные метки на стальной колонне путем кратковременного пропускания тока через катушку электромагнита.

Рисунок 3.3. Прихватоопределитель типа ПО

После приложения критических напряжений кручения или растяжения к колонне, ПХ считываются проставленные ранее метки. Выше интервала прихвата колонны метки полностью исчезают или уменьшаются по амплитуде. Верхняя зафиксированная метка является началом интервала прихвата колонны. Прихватоопределитель и локатор муфт можно спускать в скважину самостоятельно либо вместе с прибором радиоактивного каротажа, стреляющим или взрывным аппаратом. При совместном спуске прихватоопределителя или локатора муфт типа ЛП и аппарата на многожильном кабеле их подключают к отдельным жилам, при спуске на одножильном кабеле - взрывную цепь аппарата соединяют параллельно с катушкой прихватоопределителя (локатора муфт) через тиристоры или подобные устройства.

4. Скважинная дефектоскопия и толщинометрия

Метод скважинной индукционной дефектоскопии и толщинометрии основан на регистрации электромагнитного отклика от вихревых токов, возникающих в металлических колоннах и элементах конструкции скважины под воздействием электромагнитного излучения генераторной катушки. В ходе исследований измеряются различные параметры ЭДС индукции: амплитуда, декремент затухания, фазовый сдвиг сигнала относительно фазы возбуждающего тока в зависимости от модификации метода. На формирование ЭДС главным образом влияют: удельная электропроводность и магнитная восприимчивость (являющиеся характеристиками материала труб), толщина и сплошность интервала исследования, диаметр колонн и их соосность (являющиеся геометрическими характеристиками), конструкция катушек, характеристики излучаемого сигнала и положение прибора в стволе (являющиеся характеристиками аппаратуры и условий измерения). На сигнал могут оказывать влияние блуждающие и гальванические токи, а также большая концентрация ферромагнетиков в разрезе скважины при исследовании обсадных колонн. Современные скважинные дефектоскопы-толщиномеры позволяют выделить элементы конструкции скважины (трубы, муфтовые соединения, пакеры, центраторы, перфорационные интервалы и др.), выделить продольные и поперечные дефекты типа «трещина» практически с нулевой раскрытостью и протяженностью от нескольких сантиметров, обрывы колонны и интервалы активной коррозии, определять толщину трубы с точностью до 0.5 мм. При проведении исследований прибор должен быть центрирован. Простейшим устройством этого типа является индукционный индикатор дефектов, принцип работы которого основан на регистрации фазового сдвига между возбуждаемым и регистрируемым сигналом, обусловленного наличием дефекта в колонне. Для повышения разрешающей способности прибор изготавливают из расчета наибольшего сближения диаметров катушек и внутреннего диаметра труб. Метод дает интегральную картину потери металла (коррозия) или нарушение сплошности (трещина) в кольцевом секторе колонны, обусловленное геометрическим фактором измерительного зонда.

Рисунок 4. Электромагнитная дефектоскопия

В настоящее время разработаны и активно применяются системы, позволяющие проводить изучение многократных колонн, в том числе и при малом диаметре внутренней колонны (диаметр прибора 36 мм). В отечественной геофизической практике наибольшее развитие получили направления электромагнитной дефектоскопии (серия «ЭМДС») и магнитно-импульсной дефектоскопии (серия «МИД»). Аппаратура этих серий несколько различна по принципам формирования и регистрации сигнала, телеметрии и разрешающей способности, но в обоих типах используется методика регистрации и анализа декремента затухания ЭДС индукции для зондов с различной базой. Дальнейшим развитием этого направления являются сканирующие дефектоскопы, которые позволяют локализовать дефекты в определенном сегменте и существенно повысить разрешающую способность метода. Исходной информацией для обработки и интерпретации является серия кривых амплитуды ЭДС индукции для нескольких зондов на различных временах задержки от инициирующего импульса. Специальная обработка позволяет восстановить декремент затухания для различных по удаленности зон, настроиться на соответствующий диаметр исследуемой колонны и отфильтровать влияние других колонн. Результатом интерпретации является серия дефектограмм и толщинограмм для каждой колонны. Средством калибровки прибора является набор из аттестованных стальных труб, отличающихся диаметром и толщиной стенок, а также искусственными дефектами (в виде ориентированных по радиусу и образующей трубы трещин).

5. Гамма-гамма толщинометрия

Гамма-гамма толщинометрия - это метод регистрации интенсивности рассеянного гамма-излучения с помощью зонда, содержащего источник среднеэнергетического г-излучения и детектор рассеянного гамма-излучения (Рисунок 5.). Длина зонда выбирается такой (9-12 см), чтобы исключить влияние на результаты измерений плотности среды за обсадной колонной и обеспечить максимальную чувствительность метода к изменению толщины стенки колонны. Метод используется для определения средней по периметру толщины обсадной колонны, местоположения муфт, центрирующих фонарей, пакеров и других элементов конструкции скважины, оценки степени механического и коррозионного износа труб и пр. Прибор центрируется в скважине. Для количественной интерпретации результатов используются калибровочные зависимости, связывающих скорость счета датчика (импульсов/мин) с толщиной стальной колонны.

При интерпретации вносятся поправки за фон естественного гамма-излучения, а также за влияние плотности заполнителя ствола скважины и заколонного пространства. В качестве средства калибровки используется набор труб с различными диаметрами и толщиной стенок.

6. Гамма-гамма цементометрия

Гамма-гамма цементометрия - это метод регистрации интенсивности рассеянного г-излучения с помощью зонда, содержащего импульсный источник среднеэнергетического гамма-излучения и детектор рассеянного гамма-излучения. Зонды гамма-гамма цементометрии и дефектоскопии имеют более сложную конструкцию. На практике наиболее часто используются многоканальный зонд с несколькими (не менее трех) взаимно экранированными детекторами, расположенными симметрично относительно оси. Применяются также одноканальные зонды с вращающимся во время измерения с заданной угловой скоростью экраном (сканирующие) (Рисунок 6), который обеспечивает прием полезного сигнала из радиального сектора 30-50°. В обоих случаях зонд центрируется. Показания зонда (при длине несколько десятков сантиметров) определяются главным образом плотностью среды в затрубном пространстве.

Рисунок 6. Модуль сканирующего гамма-дефектомера-толщиномера СГДТ-100М

Метод используется для установления высоты подъема цемента за колонной, определения границ сплошного и частичного заполнения заколонного пространства цементом (в том числе зон смешивания цемента и промывочной жидкости либо чистой промывочной жидкости). Еще одной областью практического применения метода является выделение в цементном камне каналов и каверн, а также для оценки эксцентриситета обсадной колонны. Для количественной интерпретации результатов используются калибровочные зависимости (Рисунок 6.1), связывающие скорость счета датчика (импульсов/мин) с плотностью среды в затрубном пространстве, а также интерпретационные зависимости, позволяющие определить плотность цементного камня, степень заполнения заколонного пространства цементом, выделения в цементе дефектов и пр. При интерпретации вносятся поправки за фон естественного гамма- излучения, а также за влияние плотности заполнителя ствола скважины. Для этой цели используются диаграммы плотности породы и кавернометрииоткрытого ствола. К недостаткам метода относится его малая эффективность при различии плотности цементного камня и промывочной жидкости менее чем на 0.5-0.7 г/см?.

7. Другие методы оценки технического состояния скважин

При исследованиях герметичности цементного камня активно используются технологии закачки индикаторных смесей. В качестве индикаторов используются флюиды с аномальной температурой, нейтронно-поглощающими или радиоактивными свойствами. Исследования проводятся по принципу сравнения между собой показаний методов на фоновом (до закачки) и рабочем (после закачки) замерах. Разновидностью этого метода можно также считать и наблюдение за формированием «естественных» (радиоактивных, солевых, флюидальных) аномалий, связанных с эксплуатацией залежи. При возникновении подобных аномалий вне эксплуатируемого объекта косвенно можно констатировать наличие дефектов заколонного пространства или колонны.

Ряд компаний, разработали экспериментальные глубинные комплексы скважинного видео для получения на забое действующей скважины качественных видеоизображений. Саморегистрирующее устройство (видеокамера) при этом находится на поверхности (в каротажной станции), а на забой спускают только два оптиковолоконных кабеля (один из них - для подводки освещения, другой - непосредственно для передачи видеокадров наверх). Управляемый с устья манипулятор позволяет направить камеру на интересующий оператора объект.

Результатом проводимых с помощью скважинного видео измерений являются видеокартинки, в реальном времени иллюстрирующие движение компонент потока по стволу скважины, поступление капель нефти через перфорационные отверстия. Кроме того, можно контролировать состояние труб на забое. Недостаток метода - обеспечение требуемой степени прозрачности среды на забое, что возможно только при высокой степени обводненности продукции.

В редких случаях, требующих точного знания качества крепи скважины проводится контрольный отбор керна из стенки скважины с последующей герметизацией или без нее.

Заключение

Промыслово-геофизический контроль технического состояния скважин является актуальной задачей на протяжении всего срока их эксплуатации от строительства до ликвидации. В некоторых случаях ведется технический мониторинг и ликвидированных скважин. При помощи геофизических и других методов решаются проблемы приложения ствола скважины, предупреждения аварий при бурении, определения необходимого объема цемента и точности установки колонн и скважинного оборудования, мониторинга технического состояния скважины в процессе эксплуатации, выявления и локализации дефектов и оценки их влияния на работу скважины, проверки качества ремонтных работ и операций.

Список литературы

скважина профилеметрия акустический контроль

1. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. Уч. для вузов. - М.: Недра, 1991.

2. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика - М.: Нефть и газ, 2004.

3. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов - М.: Недра, 1989.

4. Орлинский Б.М., Арбузов В.М. Контроль за обводнением продуктивных пластов методами промысловой геофизики. М.: Недра, 1971.

Размещено на Allbest.ru

knowledge.allbest.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 2

Станция каротажная РЎРљР’-69 предназначена для геофизических исследований Рё контроля технического состояния скважин РЅР° РІРѕРґСѓ.  [16]

Факторы, возникающие РІ процессе проведения работ РїРѕ контролю технического состояния обсашен-ных скважин Рё влияющие РїСЂСЏРјРѕ или косвенно РЅР° процесс Рё результаты исследований.  [17]

Долговременный характер эксплуатации месторождения РІ режиме хранилища-регулятора накладывает особые требования Рє контролю технического состояния скважин, особенно принимая РІРѕ внимание, что РјРЅРѕРіРёРµ РёР· РЅРёС… работают РЅРµ РѕРґРёРЅ десяток лет. Р�СЃС…РѕРґСЏ РёР· промыслового опыта, следует учитывать, что наиболее частыми являются осложнения, связанные СЃ извлечением, ревизией Рё заменой РќРљРў. Контроль обсадных труб Рё РќРљРў следует вести РїРѕ отдельной программе СЃ использованием современных методов электромагнитной дефектометрии, дефектоскопии, электромеханической профилеметрии, акустического телеконтроля. РџСЂРё этом значительное внимание должно быть уделено РІ программе контролю качества цементирования Рё герметичности обсадных труб.  [18]

Геофизические исследования широко применяют для решения РґСЂСѓРіРёС… задач, связанных СЃ контролем технического состояния скважин, Р° также возникающих РїСЂРё бурении Рё эксплуатации скважин.  [20]

Геофизические методы применяют также для решения РґСЂСѓРіРёС… задач, связанных СЃ контролем технического состояния скважин либо возникающих РІ процессе бурения Рё эксплуатации скважин.  [21]

Параллельно СЃ развитием методов бескернового изучения разрезов скважин начали развиваться геофизические методы контроля технического состояния скважин.  [22]

Рљ проблеме РєРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕР№ диагностики нефтепромыслового оборудования РІ целях его безопасной эксплуатации примыкает проблема контроля технического состояния скважин Рё периодической РёС… переаттестации. Р’ настоящее время достаточно хорошо разработаны методы Рё РїСЂРёР±РѕСЂС‹ технической диагностики Рё дефектоскопии действующих скважин. Нефте - Рё газодобывающие скважины являются достаточно сложными Рё дорогостоящими сооружениями, которые нуждаются РІ постоянном контроле Рё проведении технических мероприятий РїРѕ поддержанию рабочих режимов.  [23]

Наличие фоновых замеров, характеризующих первоначальное техническое состояние обсадных колонн Рё цементного кольца, является главным условием контроля технического состояния скважины. РќР° базе этих замеров появляется возможность просчитать динамику ухудшения технического состояния скважины РІРѕ времени Рё соответственно определить период ее безопасной эксплуатации.  [24]

Разведочные геофизические работы РїСЂРѕРІРѕРґСЏС‚ СЃ целью ли-тологичеокого Рё стратиграфического расчленения разрезов скважин, выделения РІРѕРґРѕСѓРїРѕСЂРѕРІ, водоносных горизонтов, оценки РёС… коллектореких свойств, фильтрационной неоднородности Рё контроля технического состояния скважин.  [25]

Накопленный опыт [24, 39, 44] показывает, что методы Р Рљ можно эффективно использовать для решения следующих задач: литологичес-РєРѕРіРѕ расчленения разрезов скважин Рё РёС… корреляции РїСЂРё проведении гидрогеологических Рё инженерно-геологических работ; выделения РІ разрезах скважин водоносных Рё слабопроницаемых пластов, оценки РёС… коллекторских свойств Рё эффективной мощности; изучения фильтрационных свойств водовмещающих РїРѕСЂРѕРґ; определения минерализации подземных РІРѕРґ; оценки физико-механических свойств горных РїРѕСЂРѕРґ; контроля технического состояния скважин.  [26]

Контроль технического состояния скважин включает выявление дефекта колонны труб Рё цементного кольца. Оценка качества цементирования скважины может производиться специальными приборами, называемыми гамма-гамма-цементомерами, которые позволяют измерять плотность среды Р·Р° колонной РїРѕ трем-четырем образующим ствола скважины. РџРѕ РёС… данным можно судить Рѕ высоте подъема цемента РїРѕ затрубному пространству Рё Рѕ распределении цемента РїРѕ глубине Рё РІРѕРєСЂСѓРі скважины.  [27]

РџРѕ результатам обработки комплекса формируется СЃРІРѕРґРЅРѕРµ заключение Рё планшет РїРѕ техническому состоянию обсадной колонны, являющиеся обязательными документами Дела скважины. Р’СЃРµ дальнейшие исследования СЃ целью контроля технического состояния скважин так же должны быть документами Дела скважины. Такая подготовка материалов позволит более эффективно использовать данные Р“Р�РЎ-технического контроля для экспертного технического диагностирования скважин РџРҐР“.  [28]

Р�змерение удельного сопротивления промывочной жидкости PC занимает важное место РІ комплексе Р“Р�РЎ. Данные Рѕ СЂСЃ необходимы для интерпретации результатов электрического каротажа Рё представляют интерес также для контроля технического состояния скважины Рё гидрогеологических исследований.  [29]

Эксплуатационные характеристики пластов устанавливают РїРѕ данным геофизических исследований РІ работающих скважинах. Так как РїСЂРё работе скважин может произойти нарушение целостности колонны Рё цементного камня Р·Р° нею, эти исследования всегда дополняют методами контроля технического состояния скважин.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru


Смотрите также