9. Контроль перфорации скважин геофизическими методами

Перфорация - одна из наиболее важных и необходимых операций, выполняемых при заканчивании и ремонте скважин. От качества, точности выполнения перфорации по глубине и технологии вскрытия пласта зависит успешность последующих операций по вызову притока или испытанию на приемистость, а часто и «судьба» скважины в целом.

Эффективность геофизических методов различна при решении задачи контроля качества вторичного вскрытия пласта путем перфорации эксплуатационной колонны. Так локатор муфт позволяет выявить интервалы перфорации только при использовании бескорпусных перфораторов типа ПКС. Аппаратура контроля за перфорацией, предусматривающая предварительное нанесение магнитных меток на колонну и регистрацию этих меток до и после перфорации, неэффективна при сверлящей перфорации и при обычной перфорации в случае некачественного цементажа колонны. Индукционный дефектомер и гамма-гамма дефектомер-толщиномер также, как и локатор муфт, и аппаратура контроля за перфорацией не дают информацию о полноте срабатывания перфоратора. Акустический телевизор свободен от этих недостатков, но лишен оперативности исследований, имеет низкую достоверность при наличии коррозий и вмятин в колонне, и т.д. Кроме того, все эти методы не дают ответа на вопросы: каково качество гидродинамической связи в системе «скважина - вскрытый пласт»; какое техническое состояние скважины вблизи интервала перфорации после вторичного вскрытия пласта.

Традиционные методы контроля перфорации

Локатор муфтовых соединений.

В

Рис.9.1. Зона исследования датчика ЛМ

1- зона нарушения магнитных свойств металла, 2- зона охвата магнитных линий.

настоящий момент в отрасли наибольшее распространение получили малогабаритные скважинные приборы, содержащие в своем составе пассивный локатор муфтовых соединений, состоящий из двух постоянных магнитов, детектирующий изменение магнитных характеристик материала в процессе движения. Однако, при использовании корпусных перфораторов, размер перфорационного отверстия и окружающее его нарушение структуры металла имеет локальный характер, что никоим образом не отражается на показаниях малогабаритного ЛМ, проходящего на некотором расстоянии от перфорационного отверстия. (Рис.9.1)

К ак видно из рисунка, линии магнитного поля ЛМ при некотором удалении от зоны перфорационного отверстия не охватывают участка стальной колонны с нарушенной магнитной структурой. Между тем, при точном совпадении траектории датчика с перфорационным отверстием, изменение магнитного сопротивления колонны в зоне отверстия весьма значительно. Увеличение диаметра прибора до диаметра колонны значительно увеличивает сектор охвата, в пределе приближаясь к 360⁰. Однако, при этом зона нарушения занимает незначительную часть исследуемого пространства, что существенно снижает реакцию датчика ЛМ на перфорационное отверстие. Использование бескорпусных перфораторов, обладающих значительным фугасным действием, приводит к увеличению диаметра колонны и разрушению доменной структуры металла, что в совокупности регистрируется датчиком ЛМ как изменение магнитного сопротивления исследуемого пространства, (рис.9.2.). Поскольку траектория движения прибора при повторных исследованиях, а так же на спуске и подъеме не совпадает, то на повторных замерах ЛМ нередко наблюдается значительное расхождение как по амплитуде сигнала, так и по границам интервала перфорации. А кольцевые зазоры на муфтовых соединениях, имея практически неименную величину по периметру, достаточно четко отражаются в виде острых пиков, амплитуда которых зависит от скорости движения прибора, конструктивных особенностей датчика и электронных настроек системы преобразования в скважинном приборе.

Рис. 9.2. Примеры выделения интервалов перфорации пассивным локатором муфтовых соединений.

Дефектомер скважинный индукционный (ДСИ).

Метод ДСИ основан на измерении магнитного/электрического сопротивления металла колонны, путем возбуждения вихревых токов в металле обсадной колонны излучающей катушкой.

Приемной катушкой регистрируются два сигнала, один из которых преимущественно зависит от электропроводности, а другой от магнитной проницаемости металла трубы. На электропроводность трубы оказывают влияние трещины и разрывы возникающие при перфорации, а эффективная магнитная проницаемость зависит от взаимного расположения излучающей катушки и колонны, а также от сечения и магнитных свойств металла. Условно метод ДСИ можно назвать активным локатором муфт, однако, путем подбора геометрических параметров излучающей катушки, частоты излучаемых-анализируемых полей и способа обработки сигнала, метод может быть настроен на решение определенных задач и его потенциальные возможности значительно выше, чем у пассивного ЛМ. Метод эффективен при выделении интервалов перфорации, выполненных бескорпусными кумулятивными перфораторами со значительным фугасным действием и фрезерующими щелевыми перфораторами.

Гамма-гамма дефектомер-толщиномер.

Метод основан на регистрации интенсивности рассеянного гамма излучения с помощью центрированного в колонне зонда малой длины (9-12 см.), содержащего стационарный источник среднеэнергетического гамма излучения и детектор рассеянного гамма-гамма излучения. Метод эффективен при выделении интервалов с изменением диаметра и толщины колонны. Уверенно отмечает вздутие колонны в результате фугасного действия перфоратора и механические повреждения обсадной колонны, имеющие кольцевое распространение. Не эффективен при выделении интервалов перфорации, выполненных корпусными и сверлящими перфораторами.

Микрокаверномер - профилемер.

Метод основан на механическом измерении диаметра обсадной колонны, выполняемым с помощью многорычажной системы (не менее 8). Информационным параметром служит локальный диаметр колонны, полученный по показаниям двух радиально разнесенных рычагов и усредненный диаметр, расчитанный по всем рычагам. Уверенно отмечает вздутие колонны в результате фугасного действия перфоратора и механические повреждения обсадной колонны, имеющие кольцевое распространение. Не эффективен при выделении интервалов перфорации, выполненных корпусными и сверлящими перфораторами.

Акустический дефектоскоп.

В акустическом дефектоскопе используется акустическая волна, сканирующая поверхность колонны. Различие отражающих свойств поверхности металла в зонах нарушения приводит к изменению интенсивности и фазы отраженной волны. Метод эффективен при выделении мест порыва, трещин, смятия и коррозии металла колонны. Уверенно отмечаются точки перфорационных отверстий. Метод не дает информации о совершенстве вскрытия пласта и наличии гидродинамической связи между скважиной и пластом.

Аппаратура контроля перфорации (АКП)

Технология метода предусматривает нанесение искусственных магнитных меток на металл эксплуатационной колонны до перфорации с последующим анализом остаточной намагниченности после перфорации. При этом, в интервале работы кумулятивного перфоратора возникают мощные ударные волны, нарушающие доменную структуру металла и устраняющие магнитные метки. Распространению ударной волны вне зоны перфорации препятствует цемент, поглощающий и отводящий энергию взрыва в горную породу. При отсутствии акустического контакта между цементом и колонной, ударная волна по колонне распространяется и за пределы перфорируемого интервала.

Рис 9.3. Схема привязки интервала перфорации по АКП.

А- искуственные магнитные метки до перфорации, В – магнитные метки при качественном цементе, С- магнитные метки при некачественном цементе. 1 – фактический интервал перфорации, 2, 3 – интервал перфорации по АКП, 4 – интервал распространения ударной волны в зоне с нарушением акустического контакта между колонной и цементом.

Метод эффективен при выделении интервала срабатывания кумулятивного перфоратора (корпусного и бескорпусного), неэффективен для выделения мест перфорации выполненных механическими методами (сверлением и фрезерованием). Параллельно с привязкой места перфорации к конструкции колонны, проводится оценка качества контакта между колонной и цементом.

Контроль перфорации скважины по данным термометрии

Использование стреляющих перфораторов связано с применением взрывчатых веществ. Последние представляют собой относительно неустойчивые в термодинамическом смысле системы, способные под влиянием внешних воздействий к весьма быстрым экзотермическим превращениям, сопровождающимися образованием сильно нагретых газов и паров. В свою очередь, эти факторы вызывают в окружающей среде процессы, действие которых приводит к структурным и тепловым изменениям среды.

Особенности теплового поля в скважине при перфорации колонны

П ерфорация в скважине представляет собой направленный «взрыв» в многослойной системе [2]: скважинная жидкость, металлическая колонна, цемент, пористая среда (рис.9.1). Анализ практических материалов показывает, что в результате взрыва (перфорации) в скважине нарушается первоначальное тепловое поле, и в интервале воздействия практически всегда возникает температурная аномалия разогрева. При том, что воздействие в скважине осуществляется в конечном интервале глубин, на температурной кривой после перфорации (рис.9.4) выделяется растянутая в обе стороны от этого интервала (часто на значительные расстояния) аномалия.

Рис. 9.4. Схема перфорации скважины. 1 – среда внутри колонны,

2 – обсадная колонна, 3 – цемент, 4 – порода

На рис.9.5 представлены термограммы, зарегистрированные до (1) и через 1 час после (2) перфорации скважины 4028. Термограмма 2 характеризует типичную кривую после перфорации в отсутствие движения жидкости в пласте и скважине. Аномалия симметрична относительно середины вскрытого интервала.

При перфорации в скважине и пласте происходит ряд процессов, которые в той или иной степени определяют распределение температуры в скважине. Выделение тепла происходит при сгорании взрывчатого вещества (обычно гексогена). Количество тепла, выделившееся при сгорании одного заряда (0.02 кг), составляет 26.4 ккал.

В процессе сгорания взрывчатого вещества в скважине и породах образуются значительные перепады давления (до 10⁸ Па). Если объем тела не меняется (dV=0, для быстрых процессов такое допущение возможно), то изменение температуры и давления связаны соотношением:

Рис.9.5. Материалы геофизических исследований скважины 4028. Термограммы: 1 – до, 2 – после перфорации

где _V - коэффициент объемного расширения, _T - коэффициент изотермической сжимаемости. Для пород среднее значение _V = 3*10⁵ K^-1, _T=10^-11 Па^-1. При этих значениях коэффициентов увеличение температуры, связанное со скачкообразным возрастанием давления, составляет T30 ⁰С.

Изменение давления в прискважинной зоне происходит также за счет разуплотнения пород (дилатансия), что приводит к увеличению их температуры [ 3 ].

При скачкообразном изменении давления при перфорации может проявляться адиабатический эффект в системе. За счет адиабатического эффекта жидкости при сжатии нагреваются на величину T, определяемую зависимостью

,

здесь  - коэффициент адиабатического сжатия (разряжения) для воды равный 0,0015 ⁰С/атм; для нефти - 0.015 ⁰С/атм., P - величина изменения давления в системе, атм. Адиабатический процесс - обратимый процесс. Приращение температуры при сжатии жидкости в скважине будет скомпенсировано в процессе скачкообразного снижения давления после перфорации. Поэтому адиабатический эффект не оказывает существенного влияния на распределение температуры в скважине после перфорации обсадной колонны.

Как уже отмечалось выше, на типичной температурной кривой (рис.9.2) подстилающие и покрывающие породы отмечаются значительной по размерам зоной нарушения теплового поля. Расчеты показывают, что в рамках теории теплопроводности такая форма аномалии не находит объяснения. Действительно, после перфорации начальная температура на границе пласт - порода стремится к бесконечности. Задача с такими граничными условиями называется задачей с обострениями. В этом случае расстояние максимального разогрева в породе оценивается приближенно зависимостью

,

где a - коэффициент температуропроводности среды в скважине, м²/час; ₀ = 2 часа - характерный параметр. При заполнении скважины водой (a = 0,005 м²/час) из соотношения находим Z=0.2 м, тогда как зона нарушения в подстилающие породы составляет 10 и более метров.

Анализ литературы [4,5] и теоретические исследования показывают, что такой характер распределения температуры может быть связан со взаимодействием ударной волны (возникающей при взрыве) с металлической обсадной колонной и породой.

При перфорации обсадной колонны возникают большие перепады температуры в стволе скважины. При определенных положительных величинах градиента температуры Г_кр, называемом критическим, в стволе скважины возникает естественное конвективное движение жидкости. Величина критического градиента температуры определяется из соотношения

где a - коэффициент температуропроводности жидкости, м²/с; d - диаметр скважины, м;  - кинематическая вязкость, м²/с; g – ускорение свободного падения тел, м/с²; _Т - коэффициент температурного расширения жидкости, 1/K; П – параметр, определяющий отношение теплопроводности пород к теплопроводности жидкости в скважине. Для воды П = 106.3 + (_п/_ж)^0,25. После перфорации колонны значение градиента температуры в скважине больше критического. Поэтому выше интервала перфорации отмечается нарушение температурной аномалии вверх на расстояние, превышающее 10  20 м и более. Одной из причин этого может быть и естественная тепловая конвекция, которая может приводить к нарушению симметричности аномалии в отсутствии движения жидкости из пласта [12].

Следует подчеркнуть, что тепловая аномалия при перфорации не связана с проявлением дроссельного эффекта при фильтрации жидкости (а у многих бытует такое мнение). Здесь аномалия возникает при отсутствии движения жидкости, и она значительна по величине и по размерам. В скважине 69 Аблаевской площади первый замер был произведен в 17 ч. 30 мин и последний замер температуры - в 21.00 час (рис.9.6.). За это время температура снизилась на 3.1 ⁰С. Характер восстановления температуры и форма аномалии (симметричность) свидетельствуют об отсутствии движения жидкости в интервале исследований. Очевидно, что наличие симметричности сформировавшейся

тепловой аномалии после перфорации колонны может являться признаком отсутствия движения жидкости в интервале исследований.

Рис.9.6. Распределения температуры до и после перфорации в скважине 69 Аблаевской площади. 1 – замер до перфорации; 2,3 – 9 - замеры после перфорации с интервалом в 30 мин соответственно

Перечисленные выше факторы дают вклад в образование тепловой аномалии непосредственно во время взрыва. После взрыва в скважине возникают дополнительные процессы, оказывающие влияние на величину и форму аномалии, - это кондуктивный и конвективный теплообмен.

Кондукция приводит к уменьшению величины тепловой аномалии вследствие восстановления нарушенного взрывом теплового поля путем теплопроводности. Поэтому Т_max будет определяться временем, прошедшим после перфорации колонны до проведенных измерений температуры. Относительное изменение температуры после перфорации можно описать зависимостью

,

где r - радиус теплового влияния, м; a - коэффициент температуро-проводности жидкости, м²/час; t - время замера, прошедшее после перфорации, час; T и T_max - текущее и максимальное приращение температуры в скважине после перфорации соответственно, ⁰С; T_max = T₀ - T_Ф; T = T - T_Ф; T, T₀ - текущая и начальная температуры после перфорации, T_Ф - фоновая температура до перфорации.

Конвективный теплообмен связан с изменением величины и формы тепловой аномалии потоком жидкости в пласте и скважине после перфорации. Опыт показывает, вклад этого вида теплообмена существенен при, так называемой, несбалансированной перфорации [6], т.e. перфорации под депрессией (Р_заб < Р_пл) или репрессией (Р_заб > Р_пл). Причем, как правило (и это важно), движение жидкости в пласте и скважине приводит к нарушению симметричности температурной аномалии.

В настоящее время наряду с кумулятивной перфорацией начинает использоваться и сверлящая перфорация (без взрывных эффектов). Если вся потребляемая энергия этих перфораторов переходит в тепловую, то при мощности перфоратора в 0.5 КВт количество тепла, выделившееся при сверлении 1 отверстия в течении 5 минут, составляет 32 ккал. Использование сверлящих перфораторов также приводит к повышению температуры в интервале сверления колонны.

Анализ физических процессов и практических материалов позволяет выделить следующие характерные особенности тепловых аномалий, проявляющиеся при кумулятивной перфорации колонны:

• всегда после перфорации против интервала воздействия наблюдается положительная температурная аномалия; возрастание температуры относительно первоначальной составляет от 1.5 до 12 и более градусов Цельсия, т.e. аномалия всегда регистрируема современными скважинными термометрами;

• нарушение первоначального распределения температуры регистрируется в скважине и в областях, расположенных выше и ниже интервала перфорации, причем распространение зоны нарушения в обе стороны составляет от 5 до 30 м;

• в отсутствие притока жидкости из пласта непосредственно после перфорации аномалия практически симметрична относительно середины перфорированного интервала; асимметрия аномалии может отмечаться в области выше интервала воздействия, что может быть связано с влиянием на тепловое поле естественной тепловой конвекции;

• приток или поглощение жидкости пластом непосредственно после перфорации нарушает симметрию аномалии из-за конвективного теплообмена.

Методика температурных измерений

Для определения интервалов перфорации эксплуатационной колонны проводятся замеры термометром. Замеры проводятся при спуске прибора. Если невозможно провести замеры при спуске прибора, то допускается проведение замеров при подъеме термометра. При этом замеры начинаются на 3 - 5 м выше забоя для того, чтобы не загрязнить датчик прибора. Скорость регистрации определяется зависимостью

где  [с] - постоянная времени термометра. Масштаб температуры n=0.10.2 ⁰С/см. Масштаб глубины М - 1:200. Если прибор побывал на забое скважины, то перед проведением замера необходимо «промыть» датчик термометра.

Термические исследования осуществляются таким образом: регистрируется фоновое распределение температуры до перфорации, а затем распределение после перфорации скважины. При этом термограмму после перфорации в отсутствие движения жидкости необходимо регистрировать не позднее 3-4 часов после воздействия. Такой временной интервал позволяет в процессе кондуктивного восстановления температуры уверенно выделить перфорированную зону в стволе скважины. Лучшие результаты получаются при регистрации термограммы сразу после извлечения перфоратора из скважины. По наличию тепловой аномалии определяется факт срабатывания перфоратора и фактическое положение зоны перфорации по глубине.

Наиболее информативным для ранней диагностики пластов и скважин является геофизическое сопровождение вторичного вскрытия пластов под депрессией [7]. Для этого предварительно до перфорации снижают уровень жидкости в колонне и регистрируют фоновое распределение температуры, после чего производят перфорацию колонны и осуществляют запись, по крайней мере, трех термограмм (с интервалом по времени: сразу, через 1 и через 2 часа после перфорации) в процессе притока жидкости из пласта. При этом, помимо перечисленных выше задач, определяется наличие гидродинамической связи перфорированного пласта со скважиной, и производится ранняя диагностика технического состояния скважины.

Для регистрации термограмм могут быть использованы практически все типы термометров, имеющихся на вооружении у производственных предприятий.

Основы интерпретации термометрии при исследовании

интервалов перфорации скважины

П

Рис.9.7. Типовое распределение температуры после перфорации при отсутствии движения жидкости в скважине

о данным термометрии перфорированный интервал отмечается положительной аномалией температуры при сравнении термограмм, зарегистрированных до и после перфорации. Аномалия в отсутствие движения жидкости, как правило, симметричная относительно середины перфорированного пласта (рис.9.7). Выделение границ перфорированного интервала по термограмме не всегда удается. В благоприятных условиях наиболее уверенно по термограмме определяется только нижняя граница интервала перфорации, которая определяется по точке перегиба. Лучше для этого использовать дифференциальную кривую термометрии.

При определении верхней границы использовать эту методику нельзя. Связанно это с тем, что выше перфорированного пласта градиент температуры выше критического градиента. В результате этого возникает естественная тепловая конвекция, которая смещает вверх точку перегиба на расстояние h. Рассчитать величину h очень сложно и поэтому нельзя определить верхнюю границу интервала перфорации.

В случае уверенного определения нижней границы интервала перфорации для определения верхней границы интервала при отсутствии движения жидкости в скважине можно использовать ее глубину H_н, соответствующую точке перегиба, и глубину H_c, соответствующую максимальной температуре в интервале перфорации. Тогда глубину верхней границы интервала перфорации H_в можно рассчитать как H_в=H_н-2H , где H=H_н-H_с

В общем случае для обеспечения достоверности определения перфорированного интервала термометрию необходимо комплексировать с другими методами, например, с методом ПС. Кроме выделения местоположения интервала перфорации термограмма после перфорации является документом, однозначно подтверждающим факт проведения перфорации объекта.

Все применяемые для контроля перфорации геофизические методы связаны с изучением колонны и не несут информацию об исследуемом пласте. Между тем, по данным термометрии может быть произведена предварительная (ранняя) оценка гидродинамической связи скважины с пластом после перфорации. Гидродинамическая связь скважины с пластом может быть определена по изменению формы и величины температурной аномалии (по сравнению с типовой без движения жидкости) см.рис.9.8-а и 9.8-б.