6.3.3. Основные особенности диагностического комплекса, разработанного «кубаньгазпромом»

Применяемые в странах СНГ приборы СГДГ-2 и СГДГ-3 не выявляют дефекты труб поперечной ориентации. Помехи от неоднородной намаг­ниченности колонн в них не ком­пенсируются, искажающие вли­яния скважинных условий не ус­траняются. В этих приборах не­ возможна одновременная регис­трация данных

Рис. 6.4. Фрагмент кривой широко-полосной шумометрии, выполненной на СМАШ-42

микрокавернометрии и шумометрии, редко оцени­вается характер сообщаемости с внутриколонным пространством, не определяется

с тепень изоля­ции от соседних пластов или га­зонефтяного (ГНК), газоводяно­го (ГВК) и водонефтяного (ВНК) контактов проперфорированного интервала скважины.

Аналогичные недостатки присущи зарубежным техническим средствам, описанным выше, с той лишь разницей, что в них сделана попытка компенсировать поме­хи от неоднородной намагниченности и искажающих влияний сква жинных условий, однако, пол­ностью достичь этой компенса­ции и устранить их негативные влияния не удалось.Разработанный «Кубань-газпромом» комплекс прибор­ных средств и методов дефек­тоскопии крепи скважин вы­годно отличается от известных отечественных и зарубежных аналогов следующим:

Рис. 6.5. Фрагмент диаграммы ИДК: 1 — интервал перфорации; 2, 3 — зоны растрескивания эксплуа­тационной обсадной колонны выше и ниже интервала перфорации соответ­ственно

позволяет определить и зафиксировать на диаграмме трещины колонн поперечной ориентации; компенсирует помехи от неоднородной намагниченно­сти колонны; устраняет искажающие влияния сква-

жинных условий;

производит одновремен­ную регистрацию данных микрокавернометрии и шумомет­рии;

позволяет оценить сообща-емость с внутриколонным про­странством;

определяет степень изоля­ции проперфорированного интервала от соседних пластов или ГНК, ГВК и ВНК.

Анализ дефектограмм позволяет дифференцировать дефек­ты по видам: продольные, поперечные, направленные под уг­лом к оси. Большим преимуществом является практически оди­наковая чувствительность к дефектам с различной ориентаци­ей; кроме того, выходной сигнал пропорционален протяжен­ности дефекта на его проекции на ось трубы.

6.3.4. Технология комплексной оценки качества перфорации скважин

Технология предназначена для определения соответствия проперфорированного интервала проектному, оценки сообщаемости проперфорированной части пласта с внутриколонным пространством и степени изоляции ее от со­седних пластов (или ГНК, ГВК, ВНК) по колонне и заколонному пространству.

О сновные результаты применения технологии иллюстри­руются сводной диаграммой (рис. 6.6.):

сопоставление кривых АКЦ до и после перфорации харак­теризует отсутствие ухудшения качества цементирования пос­ле перфорации выше и ниже ее интервала;

сопоставление кривых электрического потенциала колон­ны (ЭПК) до и после перфорации характеризует удовлетвори­тельную сообщаемость проперфорированного пласта с внутриколонным пространством;

сопоставление кривых дифференциального магнитного ло­катора до и после перфорации показывает возможность опре­деления трещин колонны, образовавшихся выше и ниже про­перфорированного интервала, а также изменение состояния муфтового соединения над ним;

сопоставление кривых частотного локатора потери металла до и после перфорации дает возможность определить интер­вал перфорации;

сопоставление кривых индукционного дефектомера обсад­ных колонн до и после перфорации характеризует изменение физических свойств колонны, а также ее трещиноватость и ниже проперфорированного интервала.

Анализ всего комплекса зарегистрированных кривых пока­зывает, что, несмотря на растрескивание колонны выше и ниже интервала перфорации, проперфорированный пласт изолиро­ван от нижезалегающего водоносного пласта, сообщается с внутриколонным пространством и поэтому качество его пер­форации можно оценить как удовлетворительное. При испы­тании скважины получен чистый газ.

Применение технологии комплексной оценки качества пер­форации скважин позволяет не только оценить характер сооб-щаемости проперфорированной части пласта с внутриколон­ным пространством и качество ее вскрытия, но и уточнить гра­ницы проперфорированного интервала, а также определить степень его изоляции по колонне и заколонному пространству от ближайших выше- и нижезалегающих пластов-коллекторов или ГВК, ГНК, ВНК.

Поэтому применение технологии особенно эффективно при перфорации в условиях частого чередования в разрезе сква­жины пластов-коллекторов с различным характером насыще­ния или при близкорасположенных к интервалу перфорации газонефтяного, газоводяного или водонефтяного контактов.

В случае удовлетворительных результатов оценки качества перфорации скважины по этому способу появление воды или газа при испытании проперфорированной части нефтенасыщенного пласта или нефти, или воды при испытании газового пласта обусловливается прорывом флюида по пласту, а не по заколонному пространству, и для его ликвидации применяют­ся известные изоляционные мероприятия.