- •1.1. Определение зон обвалообразований в скважинах
- •1.2. Определение зон возможных затяжек и прихватов бурильного инструмента в скважинах, а также осложнений при спуске обсадной колонны
- •1.3. Определение интервалов прихватов бурильного инструмента или нкт в скважинах
- •2.1. Блокирование пластов-коллекторов при поглощениях при бурении и цементировании скважин
- •2.2. Определение зон поглощений
- •2.3. Определение зон поглощения промывочной жидкости при бурении скважин
- •3.1. Основные признаки и причины некачественного цементирования скважин
- •3.1.1. Недоподъем и переподъем
- •3.1.2. Смешивание бурового
- •3.1.3. Неполное вытеснение бурового раствора цементным
- •3.1.4. Каналы, трещины и другие дефекты в цементном камне
- •3.1.5. Зазоры между цементным камнем, колонной и породой
- •3.2. Геофизические методы, применяемые для контроля за состоянием цементирования скважин
- •3.2.1. Термометрия
- •3.2.1.1. Физические основы метода и реализующая его аппаратура
- •3.2.1.2. Тепловыделение при гидратации цементов, применяемых для тампонажа скважин
- •3.2.1.3. Определение зацементированных интервалов скважины и сроков схватывания в них цементных растворов
- •3.2.1.4. Определение дополнительных косвенных показателей качества цементирования скважин
- •3.2.2. Влияние изменений температуры
- •3.2.2.1. Анализ состояния разобщения пластов и герметичности заколонного пространства в ступенчато зацементированных скважинах
- •3.2.2.2. Исследование изменений температуры в период озц и их влияния на качество разобщения пластов
- •3.2.2.3. Разработка устройства и способа повышения качества ступенчатого цементирования скважин
- •3.2.2.4. Пример расчета оптимального времени цементирования верхней ступени
- •3.2.3.1. Применение радиоактивных изотопов (радионуклидов) для активации тампонажного раствора
- •3.2.3.2. Определение интервалов распространения тампонажного раствора за обсадной колонной по кривым гк
- •3.2.3.3. Гамма-гамма-контроль за цементированием скважин (метод рассеянного гамма-излучения)
- •3.2.3.4. Возможность установления зависимости качества цементирования скважин от эксцентриситета обсадных колонн
- •3.2.3.5. Возможность применения ннкт для оценки качества цементирования скважин
- •3.2.4. Акустический контроль за цементированием скважин
- •3.2.4.1. Основы акустического метода контроля за цементированием и реализующая его аппаратура
- •3.2.4.2. Совершенствование метода акустического контроля цементирования скважин
- •3.2.4.3. Повышение разрешающей способности акц при определении состояния контакта цементного камня с колонной
- •3.2.4.4. Определение состояния контакта цементного камня с породой
- •3.2.4.5. Определение высоты подъема облегченных тампонажных растворов в заколонном пространстве скважин
- •3.2.4.6. Определение высоты подъема тампонажного раствора в скважине путем регистрации эпк
- •3.2.4.7. Изучение влияния литологии и коллекторских свойств пластов на процесс формирования цементного кольца
- •3.2.4.8. Определение проницаемых интервалов заколонного пространства путем исследований акц при изменении давления в колонне
- •3.2.4.9. Оценка вероятности обводнения пластов по негерметичному заколонному пространству скважин
- •3.2.4.10. Оценка эффективности технологий и устройств, применяемых при цементировании скважин
- •4.1. Комплексные временные термоакустические исследования в период озц зацементированных макетов скважин
- •4.1.2. Результаты исследований макетов скважин при изменении температуры в период озц
- •4.2. Временные термоакустические исследования скважин (втаис) в период озц
- •4.2.2. Изучение по данным втаис характеристик формирования цементного кольца
- •4.2.3. О достоверности оценки сроков
- •4.2.4. Возможность предотвращения газонефтеводопроявлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважин
- •7.2. Комплексирование методов дефектоскопии обсадных колонн
- •7.3. Определение интервалов заколонных перетоков пластовых флюидов
- •7.3.1. Повышение надежности обнаружения интервалов заколонных перетоков
- •7.3.2. Определение интервала перетока газа в заколонном пространстве скважины
- •7.4. Усовершенствование методов шумометрии и микрокавернометрии обсаженных скважин
- •Определение зон обвалообразований в скважинах 7
- •4. Изучение процесса формирования цементного кольца и влияющих
- •5. Испытания обсадных колонн на герметичность
- •Определение качества перфорации скважин 279
3.2.2.4. Пример расчета оптимального времени цементирования верхней ступени
Глубина скважины 2800 м; глубина установки муфты 1820 м; 146-мм обсадная колонна с толщиной стенок 8 мм; плотность бурового раствора 1,3 г/см3, его газонасыщенность
£* /О.
Глубина, соответствующая средней точке интервала цементирования нижней ступени, равна 2310 м.
По данным временных термозамеров в соседних скважинах определяли значения температуры для средней точки интервала цементирования нижней ступени, представленные во времени:
2 |
4 |
8 |
10 |
12 |
14 |
16 |
18 |
20 |
22 |
24 |
50 |
57 |
73 |
80 |
86 |
92 |
94 |
97 |
96 |
95 |
94 |
Время замера, ч
Температура, °С
По этим данным строили вариационную кривую (см. рис. 35, ‡).
Из приведенных данных видно, что температура на данной глубине достигает максимума через 18 ч и соответствует 97 °ë.
Через точку (см. рис. 35), соответствующую максимальному значению температуры, проводили линию, параллельную оси абсцисс, — ось новой системы координат. По ее оси ординат вновь откладывали значения возможного приращения температуры At, определяемые как разность между максимальным (97 °С) и текущим значениями. Например, через 10 ч после окончания цементирования нижней ступени возможное приращение температуры At = 97 — 80 = 17 °С.
Построенный таким образом график зависимости At = = f{T) совмещался по оси At с соответствующим 146-мм колонне графиком (см. рис. 34); в результате получился совмещенный график (см. рис. 35, в).
Затем находили значение Kt, для чего определяли давление столба бурового раствора в колонне рк на глубине Н = 2310 м;
рк = 0,Шр = 0,1-23101,3 = 300 Í„Ò/ÒÏ2 = 30 åè‡.
Температура через 2 ч после цементирования в этой точке равна 50 °С (см. выше), поэтому
К. = 0,76 + —+ 0,33-2 + 1,623— + 24— + 5,4-10"3 50" 2
13 30 30 13
- — - 4,65 • 10"3 • 50 - 4,2 • 10"3 • — - 0,475 • — - 3 • 10"3 • 50 • 2 -
10~3 • 50 - 4,2 • 10~3 • — - 0,475- — 30 13 13
107
-1,15—^—
-26,36— 0,153-^
= 0,806
В целях определения оптимального времени цементирования верхней ступени колонны на графике (см. рис. 35, в) от значения 6 = 8 мм проводили прямую, параллельную оси ординат, до пересечения с линией, соответствующей Kt = = 0,8 МПа^С"1. Из точки пересечения проводили прямую, параллельную оси абсцисс, до пересечения с кривой возможного приращения температуры во времени. Из этой точки восстанавливали перпендикуляр к оси времени, и на их пересечении определяли оптимальное значение времени цементирования верхней ступени после цементирования нижней, равное 11 ч 45 мин.
Таким образом, для предотвращения снижения качества ступенчатого цементирования и возникновения в связи с этим межколонных проявлений необходимо либо применять муфты ступенчатого цементирования для создания гидравлической связи во внутреннем пространстве заполненной жидкостью обсадной колонны, либо выбирать оптимальное время цементирования верхней ступени после цементирования нижней.
3.2.3. РАДИОАКТИВНЫЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ СКВАЖИН