5. Гамма-гамма цементометрия

Гамма-гамма цементометрия - это метод регистрации интенсивности рассеян­ного гамма-излучения с помощью зонда, содержащего импульсный источник средне­энергетического гамма-излучения и детектор рассеянного гамма-излучения.

Зонды гамма-гамма цементометрии и дефектоскопии имеют более сложную кон­струкцию. На практике наиболее часто используются многоканальный зонд с не­сколькими (не менее трех) взаимно экранированными детекторами, расположенными симметрично относительно оси. Применяются также одноканальные зонды с вра­щающимся во время измерения с заданной угловой скоростью экраном («сканирую­щие»), который обеспечивает прием полезного сигнала из радиального сектора 30- 50°. И в том, и в другом случае зонд центрируется.

Показания зонда (при длине несколько десятков сантиметров) определяются главным образом плотностью среды в затрубном пространстве.

Метод используется для установления высоты подъема цемента за колонной, оп­ределения границ сплошного и частичного заполнения заколонного пространства це­ментом (в том числе зон смешивания цемента и промывочной жидкости либо чистой промывочной жидкости). Еще одной областью практического применения метода яв­ляется выделение в цементном камне каналов и каверн, а также для оценки эксцен­триситета обсадной колонны.

Для количественной интерпретации результатов используются калибровочные зави­симости, связывающие скорость счета датчика (импульсов/мин) с плотностью среды в за­трубном пространстве, а также интерпретационные зависимости, позволяющие опреде­лить плотность цементного камня, степень заполнения заколонного пространства цемен­том, выделения в цементе дефектов и пр.

При интерпретации вносятся поправки за фон естественного гамма-излучения, а также за влияние плотности заполнителя ствола скважины. Для этой цели исполь­зуются диаграммы плотности породы и кавернометрии открытого ствола.

К недостаткам метода относится его малая эффективность при различии плотности цементного камня и промывочной жидкости менее, чем на 0.5-0.7 г/см³.

В качестве средства калибровки используется набор труб различного диаметра и толщины стенок, установленных в емкости с водой и зацементированных в нижней части.

Причинами нарушения цельности ЦК могут являться: некачественное сцепление на границах раздела, некачественное удаление корки бурового раствора, сильная усадка цемента, усталостное разрушение цемента, высокая проницаемость цементно­го раствора, его повышенная водоотдача, неправильно подобранная плотность, преж­девременное загустевание и др. Наиболее типичным дефектом ЦК является микро- кольцевой зазор, одновременно вызываемый влиянием температуры, гидро­динамического давления и механических нагрузок. Обычно с помощью гамма-гамма цементометрии такого рода дефекты зафиксировать не удается (требуется применять ВАК или при наличии потока - ТМ, ШС-А).

Аккустическая цементометрия

Акустическая цементометрия основана на измерении характеристик волнового поля, созданного источником упругих колебаний с частотой излучения 10-30 Гц. При этом регистрируют следующие параметры:

• амплитуда или коэффициент эффективного затухания волны по колонне в фиксированном временном окне (положение окна выбирается значением интервального времени распространения волны по колонне);

• интервальное время, амплитуда и затухание первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах;

• фазокорреляционные диаграммы (ФКД).

Метод применяют для установления высоты подъема цемента, определения степени заполнения затрубного пространства цементом, оценки сцепления цемента с обсадной колонной (АКЦ) и горными породами (ФКД), определения размеров и местоположения дефектов цементного камня и раскрытости кольцевых зазоров. Эффективность метода снижается в высокоскоростных разрезах, где первое вступление при хорошем и удовле­творительном качестве цементирования относится к волне по породе.

В современных системах АКЦ применяется регистрация кинематических пара­метров акустической волны в виде волновых картин или ФКД и динамических (пико­вые или суммарные амплитуды и эффективное затухание) в определенном или пла­вающем временном окне, которое открывается первым вступлением волны Лэмба по колонне или амплитудным дискриминатором при определенном уровне сигнала [51].

Зарегистрированная информация обрабатывается различными способами. В за­рубежной практике качество заполнения заколонного пространства цементом приня­то оценивать по индексу цементирования (отношению зарегистрированной амплиту­ды к амплитуде в свободной колонне). Отличному качеству цементирования соответствует значение индекса, равное 0.8 (80%). Наличие или отсутствие сцепления цемента с горными породами определяется на качественном уровне фиксацией на ФКД фазовых линий, принадлежащих упругим волнам, распространяющимся в гор­ных породах, и их корреляцией с материалами ГИС открытого ствола. Толщина коль­цевого зазора рассчитывается по выработанным аналитическим зависимостям.

Измерения акустическими цементомерами сканирующего типа основаны на изучении распространения отраженных волн. Сканирующие приборы позволяют получить информацию о качестве цементного камня в кольцевом сегменте 45°. При этом имеется возможность локализовать каналы в цементном камне раскры- тостью 30°. Преимущество приборов такого типа состоит в возможности регист­рации внутреннего диаметра колонны, а также, используя явление акустического резонанса, и толщины обсадной колонны с точностью ± 0.1мм [29].

34. Дать характеристику электромагнитной дефектоскопии и дефектометрии скважин (в чем отличие?), информативность дефектоскопии в случае заканчивания скважин двумя колоннами (например, НКТ и эксплуатационная). Какие методы еще применяют для исследования внутренней поверхности колонн? Что применяют для уменьшения соле- и гидратообразования в эксплуатационных колоннах, как «борются» с парафиновыми пробками?

Вихретоковые дефектоскопы Принцип действия основан на методе вихревых токов, заключающемся в возбуждении вихревых токов в локальной зоне контроля и регистрации изменений электромагнитного поля вихревых токов, обусловленных дефектом и электрофизическими свойствами объекта контроля.Характеризуется небольшой глубиной контроля, т.е. трещины и несплошности материала на глубине до 2 мм

Метод скважинной индукционной дефектоскопии и толщинометрии основан на регистрации электромагнитного отклика от вихревых токов возникающих в металлических колоннах и элементах конструкции скважины под воздействием электромагнитного излучения генераторной катушки. В ходе исследований измеряются различные параметры ЭДС индукции: амплитуда, декремент затухания, фазовый сдвиг. ЭДС зависит от удельная электропроводностью и магнитная восприимчивость(характеристики труб), толщина и сплошность интервала исследования, диаметр колонн и их соосность, конструкция катушек характеристики излучаемого сигнала, положения прибора в стволе. Так же на сигнал могут влиять блуждающие и гальванические токи.

Отличиние дефектоскопии от дефектометрии в том что первая определяет присутствие дефекта в исследуемой области, а вторая можеть дать характеристику дефекта.

При заканчивании скважины двумя колоннами (НКТ и Эксплуатационная) мы можем определить качество муфт, качество перфорационных интервалов, наличие в них дефектов(продольных и поперечных трещин), интервалы коррозии.

Методы применяемые при исследования внутренней поверхности колонн:

- метод электромагнитной локации муфт

- гамама-гаммма толщинометрия (для определения толщины обсадной колонны)

- гамма-гамма цементометрия

- акустические методы( ак цементометрия

- методы для определения геометрии ствола (скважинная профилеметрия, инклинометрия)

- методы скважинного видео

 В качестве способов борьбы с образованием кристаллогидратов и солеобразованием применяют следующие методы:

• общий или частичный подогрев газа;

• введение вещества, предотвращающего образование Гидратов (Введение И. г. в поток влажного газа изменяет энергию взаимодействия между молекулами воды. Вследствие этого снижается давление паров воды над её поверхностью, что приводит к уменьшению равновесной темп-ры гидратообразования. (В качестве И. г. применяют спирты (метанол, моно-, ди- и триэтиленгликоли) и, ограниченно. водные растворы хлористого кальция. Ингибиторы вводятся в поток газа перед участками возможного гидратообразования.

• Перспективно использование в качестве И. г. продуктов нефтехим. произ-ва (полипропилен-гликоль, этилцеллозольв), а также применение комплексных ингибиторов. Последние предназначены для предупреждения гидратообразования и коррозии, а также солеотложения.

Парафин Для борьбы с отложением парафина существуют различные методы. В поверхностных выкидных трубопроводах может оказаться достаточным периодически пропускать через трубы скребки для удаления накопившегося парафина. В насосно-компрессорных колоннах скребки можно установить на насосных штангах, возвратно-поступательное движение которых будет приводить в действие скребки и таким образом предохранять насосно-компрессорную колонну от избыточного накопления парафина.

Еще один способ удаления парафина — периодическая циркуляция горячей нефти по наземным трубопроводам и насосно-компрессорной колонне — обычно выполняется сервисной компанией, так как это еще одна служебная операция, проводимая только время от времени. Можно также закачать растворитель парафина в кольцевой зазор между обсадной и насосно-компрессорной колоннами.

35. Методы (комплексы) и оборудование для исследования профилей притока (и приемистости) в скважинах одновременно-раздельной эксплуатацией нефтяных пластов. В чем заключается обеспечение для выполнения в таких скважинах раздельного контроля параметров «состава-притока» и оценки динамики изменения фильтрационно-энергетических свойств дренируемых пластов.

Для контроля работы отдельных нефт пластов при их совместной эксплуатац единой сеткой скважин в настоящее время специальные стац ИИС (информ измер системы)

Многодатчиковая модульная измер сист устанавливается в кровле каждого вскрытого пласта на якорях с помощью автоотцепа, спускаемого на кабеле.

При достижении необходимой глубины якорное уст-во раскрывается и закрепляется на обсадных трубах. После завершения измерит цикла в скважину спускается ловушка для снятия якоря и потом осуществляется подъем.

В течение всего периода проводится: снятие индикаторной диаграммы ИД и КВУ. Для контроля работы скважины при использовании оборудования одновр-раздельного отбора применяются системы индивидуальгного контроля работы скваж с установкой съемных глубинных манометров-термометров напротив пластов. Контролируются параметры- забойные давл и темп в заштуцированном пространстве.

Преимущество данной системы состоит в том, что она позволяет раздельно, исключая всякое взаимовлияние, исследовать совместно эксплуатируемые интервалы.

36. Исследования скважин с помощью модульных испытателей пластов («динамических тестеров») на кабеле (ИПК). Какие совокупные задачи решают эти комплексы, каковы особенности их применения в обсаженных скважинах. Почему ИПК не мог заменить по своей информативности испытатели пластов на трубах (ИПТ) в разведочных скважинах?

Типичными представителями опробователя пластов на кабеле являются оте- чественные разработки (ОПТ, ОПД) и их зарубежные аналоги (например, RFТ, Schlumberger). Основным конструктивным элементом данного типа опробоватeля является измерительная камера, куда и происходит приток флюида из пласта в процессе опробования. Депрессия на пласт создается за счет того, что в начальный момент измерительная камера изолирована от пласта и в ней находится воздух при атмосферном давлении. Опробователь опускается на глубину опробуемого участка пласта. Изоляции этого участка от остальной части пласта производится c помощью прижимного герметизирующего устройства. Затем обеспечивается гидродинамическая связь камеры с пластом (при этом возможно создание искусственного дренажного канала в пласте) и наблюдается приток флюида в камеру. Ее небольшие размеры обуславливают быстрое затухание притока, после чего происходит восстановление давления в пласте в условиях практически полной изоляции пласта от скважины. По окончании опробования производится герметизация отобранной в камеру пробы флюида из пласта и подъем прибора на поверхность. Как и в случае опробовании на трубах, в процессе всего цикла исследований производится регистрация непрерывной кривой изменения давления на глубине пласта.

Несомненным преимуществом опробования на кабеле является наличие измерительной камеры, что дает возможность отбора представительной пробы флюида из исследуемого пласта. Однако малый объем измерительных камер резко снижает время испытания, что ограничивает радиус исследований прискважинной зоной.

Не менее важной функциональной возможностью пластоиспытателя MDT является проводимая параллельно с отбором проб поинтервальная оценка динамических и фильтрационных параметров пласта. Точечная оценка распределения пластового давления по разрезу пласта позволяет по изменению градиентов на профилях давления выделить пропластки с повыщениым и пониженным рпл и определить ГЖК и ВНК, а при сравнении текущих данных с начальными профилями давления — оценить характер вовлечения запасов в разработку.

Следует также отметить, что МДТ может обеспечить поинтервальную закачку жидкости в пласт с помощью глубинного насоса. Это позволяет создать в пласте искусственые микротрещены, по которым в целом можно спрогнозировать картину образонания трещин ГРП.

При работе испытателя пластов на кабеле выполняются следующие операции:

а) изоляция небольшого испытуемого участка на стенке скважины от остальных частей ствола при помощи селекторного прижимного герметич­ ного элемента;

б) соединение пористого пространства испытуемого участка породы с баллоном для отбора пробы и создание (при необходимости) дренажного канала в пласте;

в) отбор пробы жидкости и газа из пласта в баллон и герметизация его;

г)  уравнивание давления на участке отбора пробы с гидростатическим, что обеспечивает беспрепятственный подъем прибора.

Наличие притока и изменение давления при испытании контролиру­ются и регистрируются на поверхности при помощи дистанционных датчи­ков. Для работы используются спускоподъемное оборудование, регистри­рующая аппаратура и кабель, применяемые при геофизических исследова­ниях скважин.

Испытания пластов приборами, спускаемыми на кабеле, имеют свои характерные особенности.

1. Высокая выборочность  —  исследуется очень небольшой интервал разреза. Это позволяет использовать испытатель для поинтервального ис­ следования, обнаружения места расположения водонефтяного и газожид­ костных контактов, отбивки границ пластов.

2.      Высокая чувствительность  испытателя  к  наличию  углеводородов (нефти и газа) в породах связана с глубокой депрессией, создаваемой в пласте при отборе пробы. Герметизация и хранение в баллоне пластовых газов дает возможность изучать характер насыщения пластов несмотря на наличие зоны проникновения.

3.      Точная привязка результатов испытания к каротажным диаграммам позволяет обоснованно выбрать точки испытания и сопоставить эти ре­ зультаты с данными других геофизических методов. При наличии точной привязки существует возможность испытать пласты малой мощности.

4.      Оперативность. На одну операцию, даже при глубоких скважинах, потребуется 0,5 —1,5 ч. Специальной подготовки скважина не требует.

5.      Невозможность открытого фонтанирования при испытании, так как во время работ гидростатическое давление в стволе скважины остается не­ изменным. Это особенно важно при исследовании газоносных пластов.

Сочетая оперативность геофизических методов с информативностью прямого испытания, испытатели пластов обеспечивают увязку результатов испытания с данными каротажа и существенно дополняют комплекс иссле­дований разведочных скважин.

Процесс испытания можно разделить на три последовательные ста­дии:

1)  возникновение и распространение гидродинамического возбужде­ ния в пласте;

2)     движение жидкости и газа из пластов в баллон;

3)     восстановление пластового давления в зоне испытания после оста­ новки притока.