- •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
7.3.2. Определение интервала перетока газа в заколонном пространстве скважины
Сущность разработанного способа заключается в том, что после обнаружения на устье скважины повышенного зако-лонного давления, в скважине дважды — при максимальном и при полностью стравленном заколонном давлении — регистрируют изменения по стволу скважины показания ней-тронно-гамма-каротажа (НГК) — интенсивность вторичного гамма-излучения [79].
Интервал перетока газа в заколонном пространстве скважины определяют путем сопоставления диаграмм НГК, зарегистрированных при максимальном и при полностью стравленном заколонных давлениях. При сопоставлениях диаграмм НГК этот интервал отмечается большим, чем погрешность измерений, превышением интенсивностей вторичного гамма-излучения (показаний НГК), зарегистрированных при максимальном заколонном давлении, над показаниями НГК, зарегистрированными при полностью стравленном давлении.
Такое явление вызывается тем, что при максимальном заколонном давлении из канала перетока газа вытесняется наибольшее количество сопутствующей ему жидкости, а следовательно, уменьшается и число атомов водорода, замедляющих нейтроны. А это обусловливает повышение НГК (интенсив-ностей вторичного гамма-излучения) против канала перетока газа по сравнению с показаниями НГК при полностью стравленном давлении в канале.
При обнаружении на устье обсаженной скважины повышенного заколонного давления ожидают достижения им максимального значения (после чего давление остается неизменным) и производят следующие операции:
1) проводят нейтронно-гамма-каротаж по всему стволу скважины при максимальном заколонном давлении;
2) стравливают заколонное давление до атмосферного;
3) проводят нейтронно-гамма-каротаж по всему стволу скважины при атмосферном заколонном давлении;
4) сопоставляют диаграммы НГК, зарегистрированные при максимальном и атмосферном заколонном давлениях.
Интервал перетока газа в заколонном пространстве скважины определяют на диаграммах НГК против превышений показаний НГК, зарегистрированных при максимальном заколонном давлении, над показаниями НГК, зарегистрированными при атмосферном давлении.
267
Пример. После цементирования эксплуатационной колонны в скв. 135 Песчано-Уметской площади Саратовского комплекса ПХГ с искусственным забоем 1128 м было обнаружено газопроявление между эксплуатационной и технической колоннами.
Измерения на устье скважины давления газа в межколонном пространстве показали, что через несколько суток после цементирования это давление в течение часа поднималось до 4 МПа и не изменялось в течение 2 сут.
При стравливании газа из межколонного пространства давление падало до атмосферного за 1—2 мин. Это характеризует сравнительно невысокий дебит газа из межколонного пространства, а следовательно, и узость переточного канала.
При максимальном межколонном давлении был проведен нейтронно-гамма-каротаж по всему стволу скважины. Затем после стравливания межколонного давления до атмосферного был проведен НГК также по всему стволу скважины. Сопоставление диаграмм, зарегистрированных при максимальном и стравленном до атмосферного заколонных давлениях, показало, что если в интервале 1030—1112 м (ниже скважинный прибор не прошел) кривые НГК практически полностью совпали, то выше глубины 1030 м до устья скважины значения показаний НГК (интенсивностей вторичного гамма-излучения), зарегистрированные при максимальном заколонном давлении, систематически превышали на от 0,02 до 0,1 усл. ед. значения показаний НГК, зарегистрированные при атмосферном заколонном давлении. Это является признаком находящего под давлением до стравливания скопления газа в интервале 0—1030 м (над верхним газонасыщенным пластом). На основе полученных результатов в качестве одного из вариантов ремонта скважины был предложен способ вторичного цементирования под давлением в проперфорированные отверстия против верхнего продуктивного пласта.
В скв. 117 Краснодарского ПХГ по данным применения разработанного способа определен интервал заколонного перетока газа из эксплуатационного пласта к дневной поверхности (см. рис. 106).