§ 78. Определение характеристик и дефектов обсадных колонн

Характеристиками колонн, опущенных в скважины, явля­ются толщина и внутренний диаметр колонны, местоположение муфтовых соединений и др. К числу дефектов обсадных колонн относятся нарушения их целостности в результате прострелоч- но-взрывных работ (участки перфорации колонны, трещины И т. д.).

Толщина стенок обсадных колонн может изменяться под влиянием механических напряжений, коррозии и неравномер­ных механических напряжений, прострелочио-взрывных работ. Фактическую толщину стенок колонн и их внутренний диаметр необходимо знать при интерпретации данных контроля цементи­рования скважин, дебитометрнн, расходометрни и других мето­дов исследования обсаженных скважин.

Толщина стенок обсадных колонн определяется с помощью рассеянного гамма-излучения, источником которого служит .изо­топ тулия. Интенсивность рассеянного гамма-излучения изме­ряется гамма-толщиномером, размер зонда которого, состав­ляет 7—9 см. Зонд толщиномера входит в состав комплексного прибора дефектомера-толщнномера СГДТ-2 (см. рис. 151). При­бор позволяет получить среднюю толщину стенки обсадных колонн с точностью ±0,5 мм. Толщиномер иногда применяют совместно с калибромером, который служит для измерения внутреннего диаметра стальных труб с точностью ±1 мм. Внут­ренний диаметр обсадных колонн может также определяться с помощью профилемера, микрокаверномера и индукционного дефектомера.

Дефектомер индукционный скважинный (ДСИ) работает по принципу электромагнитной дефектоскопии. Генераторной ка­тушкой ГК индукционного зонда в обсадной колонне скважины создается вторичное поле вихревых токов, приемными катуш­ками ПК1 и ПК2 измеряются комплексные составляющие элек­тромагнитного поля (рис. 159). Генераторная катушка питается током частотой 300 Гц от унифицированного генератора УГ-1 через блок управления БУ и разделительный фильтр Ф. Ка­тушки ПК1 и ПК2 расположены на одинаковом расстоянии от ГК по обе стороны ее. Коммутатор Км позволяет включать в из­мерительную схему либо катушки ПК2 (прямой зонд) с ком­пенсационной катушкой К, либо катушки ПК1 и ПК2, соединен­ные последовательно (дифференциальный зонд). Катушка К служит для компенсации прямого поля генераторной катушки. Прямой зонд применяется для обнаружения мест нарушения колонны, а дифференциальный — для детальных исследова­ний— определения диаметра колонны.

Сигналы с катушек ПК2 и К или с ПК1 и ПК2 через комму­татор поступают на частотный модулятор ЧМ1 с несущей ча­стотой 14 кГц. Одновременно с резистора Я снимается опорное

напряжение и подается на частотный модулятор ЧМ2 с несущей частотой 7,8 кГц. Затем сигналы через смеси­тель С по кабелю через блок управле­ния поступают на измерительную па­нель частотной модуляции ИПЧМ, где они разделяются по частоте, усилива­ются и выпрямляются. С ИПЧМ сиг­налы поступают на регистрирующие приборы РП1 и РП2. Аппаратура пи­тается постоянным током от двух уни­фицированных выпрямителей — УВК-1 и УВК-2.

П оложение соединительных муфт обсадных колонн, бурильных или на­сосно-компрессорных труб в скважнне определяют с помощью прибора, на­зываемого локатором муфт.

Знать местоположение муфт необхо­димо для уточнения интервалов и глу­бин прострела колонн, уточнения мест нарушения их герметичности и т. д.

Локатор муфт представляет собой ин­дуктивную катушку со стальным сер­дечником и двумя постоянными маг­нитами, полюсы которых направлены навстречу друг другу. Оси магнитов и катушки совпадают. Магнитные сило­вые линии постоянных магнитов про­низывают обмотку катушки и замыка­ются через наружные стальные трубы.

В момент прохождения прибора мимо

муфт сопротивление в цепи магнитопровода изменяется и си­ловые линии постоянных магнитов перераспределяются. В мо­мент пересечения силовыми линиями витков индуктивной ка­тушки в ней наводится э. д. с. в виде импульсов полярности, которые передаются по линии связи на регистрирующий при­бор.

Есть локаторы муфт двух типов: ЛР — для радиометра и ЛП для перфоратора. Локатор муфт типа ЛР предназначен для одновременной записи кривых гамма-метода и локатора муфт, совмещенных по глубине (рис. 160,а). Этим достигается точность привязки интервалов перфорации к муфтам. Локатор муфт типа ЛП соединен с перфоратором и при необходимости перфоратор или торпеда срабатывает через газовый разрядник Р в интервале, выбранном для прострела (рис. 160,6). Оба ло­катора способны работать при температуре до 150 °С и внеш­нем давлении до 80 МПа, допустимая скорость движения при­бора ЛР 100—1500 м/ч, прибора ЛП 100—3000 м/ч.

Рис. 160. Электрические схемы локаторов муфт типа ЛР (а) и ЛП (б).

I — скважинный прибор; // — наземная панель локатора; /// — панель радиометра; / — постоянные магниты; 2 — катушка; 3 — усилитель: Д—датчик; Р — газовый разрядник; С — разделительный конденсатор; Я — переменное сопротивление; ГМ — индикатор ес­тественной радиоактивности горных пород

Рис. 161. Определение интервала перфорации обсадной колонны по кривой локатора муфт (а) и по диаграмме, записанной аппаратурой АКП-1 (6).

I. 2— кривые, записанные до и после перфорации колонны; 3 — интервал перфорации

Как уже указывалось, локатор муфт позволяет фиксировать дефекты колонны (перфорационные отверстия, трещины) и уточнять интервалы перфорации колонн (рис. 161,а).

Существуют определенные трудности при установлении ин­тервала перфорации по данным локатора муфт, связанные с из­менением толщины стенок колонн за счет коррозии, наличия механических покрытий, изменения намагниченности. В связи с этим предложен способ контроля интервала перфорации с при­менением аппаратуры АКП-1.

Аппаратура контроля перфорации АКП-1 действует следую­щим образом. До прострела колонна против продуктивных пла­стов намагничивается, затем производится локация намагни­ченных участков. Диаграмма против этих интервалов представ­ляет собой гармонические колебания равной амплитуды (рис. 161,6). После перфорации записывается повторная диа­грамма и в интервале перфорации отмечаются существенные уменьшения намагниченности участков обсадной колонны (рис. 161,6).

Для обнаружения мест прихвата бурильных или насосно­компрессорных труб служат прихватоопределители типов ПО и ПОТ Г, представляющие собой электромагнит, помещенный в корпус из немагнитной стали. Действие прпхватоопредели- теля основано на свойстве ферромагнитных материалов размаг­ничиваться при деформации.

Методика работ по обнаружению мест прихвата труб со­стоит в следующем. Первым замером локатором муфт фикси­руется положение муфт. Затем в предполагаемом интервале прихвата инструмента устанавливаются магнитные метки в тру­бах и производится второй замер. После этого к буровому инструменту или трубе прилагают механическое усилие (натя­жение, закручивание). Ниже прихваченного участка труб на­грузка распространяться не будет. На участках действия меха­нической нагрузки магнитные метки исчезают или их магнитное поле значительно ослабевает. Третий замер кривой локатором муфт фиксирует изменившуюся картину. Ниже интервала при­хвата кривые остаются неизмененными, выше — аномалии на кривой локатора муфт заметно уменьшаются против магнитных меток (рис. 162). Скорость измерений 300—3000 м/ч и должна быть постоянной в процессе измерений. Для прихватоопредели- телей типа ПО допустимые температура 100 °С и давление 80 МПа. Термостойкие прихватоопределители типа Г10ТТ по­зволяют за один спуск определить место прихвата и произве­сти взрыв торпеды для его ликвидации. Максимально допус­тимые температура 250°С, давление 150 МПа.

Состояние обсадных колонн и насосно-компрессорных труб (разрывы, смятия, сквозные отверстия), число и местонахожде­ние перфорационных отверстий и местоположение муфтовых со­единений могут быть установлены также по результатам иссле­дований скважинным акустическим телевизором (CAT).

77777777 / • I 2

Рис. 162. Пример определения места прихвата бурильных труб прихватооп- ределителем (по А. Ф. Шакирову).

Крмные локатора муфт: / — до нанесения магнитных меток; // — после нанесения маг­нитных меток; ///, IV — после приложения к трубам механической нагрузки, / — место прихвата бурильных труб; 2 — магнитные метки

Исследования акустическим телевизором можно проводить в любой жидкости (глинистом растворе, нефти и др.). Получае­мые изображения представляют собой полную развертку но ок­ружности стенок скважины, обсадных колони, труб и фильтров, непрерывную картину по вертикали. На их качество мало влияют температурные условия.