Doslidjenya

свердловин базуються на реєстрації інтенсивності гама - випромінювання радіоактивних ізотопів, які додаються до тампонажного розчину при його приготуванні. При цьому інтервал розподілу активованого тампонажного розчину відзначається підвищеною інтенсивністю гамавипромінювання у порівнянні з природною радіоактивністю гірських порід.

Для активації тампонажних розчинів використовують радіоактивні ізотопи цирконію, іридію, заліза та інших елементів, які характеризуються малими періодами напіврозпаду. Розчинені у воді солі цих ізотопів добавляють до води для приготовлення тампонажних розчинів. У випадку необхідності визначення глибини підйому тампонажного розчину достатньо активувати тільки його порцію.

Розробленаапаратурадляконтролютовщиницементного кільця при використанні активованих радіоактивними ізотопами тампонажних розчинів. Принцип її дії базується на реєстрації інтенсивності гама-випромінювання при обертанні навколо його індикатора свинцевого екрану із прорізом. Інтенсивність гама-випромінювання за один оберт буде пропорційною товщині цементного каменю.

Гама-каротаж може використовуватись також для діагностики зон міжпластових перетоків у випадку їх

гідродинамічного зв язку із внутрішньою порожниною обсадної колони.

Спочатку проводять контрольний гама-каротаж у закріпленійсвердловині. Потім через опущені нижче інтервалу

перфорації насосно-компресорні труби закачують 3 5 м3 води з домішками радіоактивних ізотопів і продавлюють її в пласт. З допомогою прямої і зворотної промивки очищають свердловину від радіоактивних ізотопів. Після проведення повторного гама-каротажу і порівняльного аналізу з результатами контрольного гама-каротажу визначають по різкому збільшенню інтенсивності гама-випромінювання зону

183

розповсюдження активованої води.

Основні недоліки методу радіоактивних ізотопів (радіаційна небезпека, трудомісткість і т.ін.) не сприяють їх широкому застосовуванню для оцінки цементування.

Метод співставлення гама-каротажних кривих якості, одержаних у відкритому і закріпленому стовбурі свердловини, базується на різній поглинаючій здатності обсадної колони, тампонажногокаменюіпромивальноїрідиниприродногогамавипромінювання гірських порід. Інтенсивність гамавипромінювання в зацементованому інтервалі свердловини при інших однакових умовах значно менша, ніж у відкритому стовбурі і в незацементованому інтервалі колони. Основний недолікметоду - трудністьчіткоговизначеннямежрозділу між промивальною рідиною і тампонажним розчином, якщо інтервал цементування представлений породами з низькою гама-активністю.

Якщо густина тампонажного рідини і промивальної

рідини відрізняється суттєво (більше 300 500 кг/м3 ), то більш повну інформацію про розподіл цементного каменю за колоною можна одержати за допомогою гама-гама методу контролю цементування свердловин. Метод базується на реєстрації інтенсивності розсіяного гама-випромінювання при проходженні гама-квантів через середовище з різною густиною. Він дає змогу визначити глибину підйому тампонажного розчину в затрубному просторі, наявність і характер його розподілу в інтервалі цементування, виявити наявність дефектів (тріщини, каверни) у цементному камені.

Для контролю якості цементування використовують цементоміри: ЦМТУ 1 - для 146 і 168 мм обсадних колон; ЦММ 3 4 - для 89 і 114 мм обсадних колон; ЦФ 4 - для 219 і

245 мм обсадних колон; ЦМ8 10 - для 219, 245 і 273 мм обсаднихколон. Дляреєстраціїкривихрозподілуінтенсивності розсіяного гама випромінювання по периметру обсадної колони застосовують селективний гама-дефектомір-

184

товщиномір СГДТ 2, який характеризується підвищеною чутливістю та інтерпретаційними можливостями.

Основними недоліками гама-гама методу контролю якості цементування є обмеження по різниці між густинами

тампонажної і промивальної рідин (більше 300 500 кг/м3) та температурі в свердловині (до 100 1200C).

Акустичний метод контролю цементування свердловин базується на вимірюванні амплітуди заломленої повздовжньої хвилі та часу пробігу пружних коливань. Метод дозволяє визначити глибину підйому тампонажного розчину в затрубному просторі, його наявність за колоною, ступінь зчепленняцементногокаменюзобсадноюколоноюігірськими породами, наявність дефектів у цементному камені.

У вітчизняній практиці використовують акустичні цементоміри:

-АКЦ 4 - для 146 219 мм обсадних колон, максимальна робоча температура 1500С, максимальний тиск 80 МПа;

-УЗБА 21 - для обсадних колон діаметром до 300 мм, максимальнаробочатемпература1300С, максимальнийтискдо

160 МПа;

-АК 1 - для обсадних колон діаметром до 300 мм, максимальнаробочатемпература1200С, максимальнийтиск60 МПа.

З допомогою акустичних цементомірів реєструються амплітуда Ак поздовжньої хвилі по колоні, амплітуда Ап хвилі,

що поширюється по породі і час t поширення поздовжньої акустичної хвилі від випромінювача до приймача. Ці параметри вимірюють одночасно при переміщенні в колоні свердловинного приладу зі швидкістю не більше 1200 м/г.

Для незацементованої колони значення Ак максимальні,t мінімальні, а крива Ап повторює по конфігурації криву Ак і

не несе інформації про стан контакту цементного каменю з породою. Контактцементногокаменюзколоноювідзначається

185

на акустичній цементограмі близькими до нуля значеннями Ак.

У випадку наявності контакту цементного каменю з колоною крива Ап діагностує стан його контакту з породою по її

відповідності з кривою Ап, одержаною у відкритому стовбурі

свердловинитаблизькостізначень t нацементограмідотаких при акустичному каротажі.

Недоліки акустичного методу контролю цементування зумовлені, передусім, недостатньою інформативністю

реєструючих параметрів Ак, Ап і t з позицій оцінки контакту

цементного каменю з колоною і породами.

Удосконалення акустичних методів контролю цементування здійснюється в напрямках розширення інформації про акустичні властивості середовища, підвищення чутливості приладів та інтерпретації результатів вимірювань. У ВНДІКРнафта створений фазокорелограф “Волна”, який одночасно реєструє цементограму і зміну з глибиною повного акустичного сигналу та покращує інтерпретацію результатів контролю цементування свердловин.

Методи контролю технічного стану обсадних колон

використовуються для виявлення вм ятин, тріщин, місць порушення герметичності, обривів по тілу труби та інших дефектів.

Відомобагатометодівіприладівдлявизначеннядефектів в обсадних колонах. Це прямі методи контролю - оптичний, акустичний, електромеханічний, механічний, магнітний, індукційний, метод розсіяного гама-випромінювання та непрямі методи - резистивиметрія, термометрія, метод радіоактивних ізотопів.

Оптичний метод базується на одержанні оптичних зображень стінок обсадної колони та візуальному їх вивченні. Для цього використовують свердловинні фотоапарати, фото- і кінотелевізійні установки. Недолік цього методу полягає в тому, що стан обсадної колони можна контролювати тільки в

186

оптично прозорому середовищі. Крім того, виникають труднощі в діагностиці дефектів обсадної колони на основі візуальних зображень її поверхні.

Акустичний метод оснований на реєстрації відображених від поверхні труб високочастотних ультразвукових коливань, що дозволяє одержати акустичний образ досліджуваної поверхні. Розроблений свердловинний акустичний телевізор дає змогу здійснювати контроль внутрішньої поверхні обсадних труб на необхідних інтервалах глибин. З його допомогою можна визначити місцезнаходження перфораційних отворів, тріщин і т.ін. Недоліки акустичного методу полягають в його нечутливості до локальних порушень

геометрії труб (типу вм ятин) та похибках, зумовлених наявністю на поверхні труб або в буровому розчині різних неметалічних включень (шламу).

Електромеханічний метод контролю зміни внутрішнього діаметру базується на вимірюванні переміщень шести-восьми важелів, які ковзають на внутрішній поверхні обсадної колони і їх радіальні переміщення передаються на рухомий контакт реостату, що призводить до зміни співвідношень між електричними опорами і реєструється на поверхні (такий принцип реалізований у каверномірі). Розроблений у

ВНДІГеофізики прилад НЭМ 68 для вимірювань діаметру

обсадної колони та реєстрації муфтових з єднань, характеризується достатньо високою точністю (до 1мм). Недоліки електромагнітного методу полягають в усередненні результатів вимірювань, а також в неможливості діагностики поздовжніх дефектів.

Механічний метод контролю технічного стану обсадних колон базується на такому ж принципі, що і електромеханічні, тільки результати вимірювань реєструються безпосередньо в приладі.

Магнітний метод оснований на реєстрації магнітних полів розсіювання в околі отворів в колоні при її

187

намагнічуванні стаціонарним магнітним полем. Розроблений в

НДІморгеофізиці локатор перфораційних отворів ЛПО 1 з магнітним датчиком характеризується високою розрізняючою здатністю. Випробування при щільній перфорації 10 отв./м

показали можливість діагностики отворів діаметром 7 8 мм і більше. Прилад розрахований на максимально допустимі температуру до 1500С і тиск до 80 МПа.

Індукційний метод контролю базується на реєстрації вихрових струмів, що збурюються в обсадній трубі змінним магнітним полем. Використовується для вимірювань товщини стінок труб, виявлення тріщин та інших дефектів. Розроблені у

НДІморгеофізиці індукційні дефектоміри ДИ 1 і ДСИ дозволяють визначати тріщини та інші дефекти розміром біля 10 мм. Ці прилади працюють при температурі до 1500С і тиску до 80 МПа.

Метод розсіяного гама-випромінювання застосовується для вимірювань середньої товщини стінок, внутрішнього діаметру і дефектів обсадних колон. Дефектомір-товщиномір

СГДТ 2 дозволяє визначити товщину стінок і діаметр обсадних труб з точністю до 0,5 мм, а також місце розташування муфт і центраторів.

Непрямі методи контролю стану обсадних колон (резистивиметрія, термометрія, метод радіоактивних ізотопів)

використовуються разом із іншими операціями, зв язаними з припливом або поглинанням рідини через місце порушення. Дефекти в обсадних колонах встановлюються на основі характерних аномалій питомого електричного опору рідини в свердловині, температури та інтенсивності гамавипромінювання.

Контрольні питання до лекції 10

1 Для чого використовують геофізичні методи досліджень свердловин?

188

2 В чому полягає суть довільного геофізичного методу?

3 За допомогою яких методів контролюють технічний стан свердловин?

4 На чому базуються електричні методи дослідження геологічного розрізу свердловини?

5 Начомубазуютьсяметодипозірногоопору дослідження геологічного розрізу свердловини?

6 В чому полягає стандартний електрокаротаж?

7 В чому полягає бокове каротажне зондування?

8 В чому полягає мікрокаротаж?

9 В чому полягає метод резистивіметрії?

10 Для чого призначена інклінометрія?

11 Охарактеризуйте метод потенціалів самочинної поляризації.

12 В чому полягає боковий каротаж?

13 В чому полягає боковий мікрокаротаж?

14В чому полягає дивергентний каротаж?

15Охарактеризуйте суть методів потенціалів викликаної поляризації?

16Поясніть суть індукційного каротажу?

17Що покладено в основу радіоактивних методів дослідження свердловин? Які методи Ви знаєте?

18Дайте характеристику методам природної гамаактивності?

19Дайте характеристику методам розсіяного гамавипромінювання або гама методам?

20Дайте характеристику нейтронному гама-методу?

21Дайте характеристику нейтронним методам?

22Охарактеризуйте акустичні методи ГДС.

23Які Ви знаєте методи дослідження технічного стану свердловин?

24Що таке інклінометрія? В чому полягає її суть?

25Що таке кавернометрія? В чому полягає її суть?

26Що таке профілеметрія? В чому полягає її суть?

189

27 Поясніть суть термометричного методу оцінки якості цементування свердловин.

28 На чому базуються радіоактивні методи контролю цементування свердловин? Поясніть особливість їх проведення.

29 На чому базується акустичний метод контролю цементування свердловин? Поясніть особливість його проведення.

30 Які Ви знаєте методи контролю технічного стану обсадних колон?

31 На чому базується оптичний метод контролю технічного стану обсадних колон?

32 В чому полягає суть акустичного методу контролю технічного стану обсадних колон?

33 Поясніть суть електромеханічного методу контролю зміни внутрішнього діаметру обсадних колон?

34 Поясніть сутьмеханічного, магнітного та індукційного методів контролю технічного стану обсадних колон?

35 Які Ви знаєте непрямі методи контролю стану обсадних колон?

190

ЛЕКЦІЯ 11 ГІДРОДИНАМІЧНА ДОСКОНАЛІСТЬ СВЕРДЛОВИН

Приплив пластового флюїду до вибою свердловини, яка вважається гідродинамічно-досконалою характеризується рівнянням Дюпуї:

де Qc - дебіт свердловини, м3/с;

k - коефіцієнт проникності пласта в інтервалі перфорації, м2;

h - ефективна товщина пласта, яка насичена пластовим флюїдом, м;

Рпл. - тиск в продуктивному пласті на контурі живлення

свердловини, Па; Рвиб. - тиск в свердловині в інтервалі продуктивного

пласта, Па;Р - величинадепресії, якасприяєруху пластовогофлюду

до вибою свердловини, Па;- динамічна в’язкість рідини, Па · с;

Rк.ж - радіус контура живлення свердловини, м; rc - радіус свердловини, м.

За гідродинамічно досконалу приймають таку свердловину, яка розміщена в центрі кругового пласта з

радіусом Rк.ж , властивості якого є ізотропними в усіх

напрямках, пластовий флюїд рухається до вибою свердловини і є однофазним та нестискуючим. З представленого нижче рисунка видно, що в гідродинамічно досконалій свердловині основна частина перепаду тиску зосереджена в зоні пласта

191

безпосередньо навколо стовбура свердловини.

Рисунок 11.1 – Схематичне зображення припливу в гідродинамічно досконалу (а) і гідродинамічно недосконалу свердловини по якості (б), ступеню (в) і характеру (г) відкриття продуктивного пласта

Якщо приплив флюїду здійснюється від контура живлення, який знаходиться на віддалі 300 м від стінки свердловини радіусом 0,1 м, тоді половина всього перепаду тиску витрачається на просування флюїду в поровому просторі в зоні навколо свердловини лише 5,5 м. А це означає, що привибійна зона відіграє визначальну роль в притоці рідини до свердловини.

Приплив флюїду в реальну свердловину відрізняється від припливу в гідродинамічно досконалій свердловині тим, що в привибійній зоні і на вибої свердловини виникають додаткові фільтраційні опори через викривлення і загущення ліній потоків. Виділяють три типи гідродинамічної досконалості свердловин:

а) за ступенем відкриття пласта, коли свердловина

192