Методи дослідження технічного стану свердловини

Для дослідження технічного стану свердловин застосовується комплекс різних геофізичних методів.

Інклінометріявикористовується для вимірювання кута і магнітного азимуту викривлення стовбура свердловини. Кут нахилу стовбура (зенітний кут) свердловини визначається між вертикаллю і фактичним напрямком стовбура свердловин.

Основним недоліком нейтронних методів є їх значна чутливість до зміни умов у свердловині (зміна діаметру свердловини, товщини фільтраційної кірки).

Акустичні методи

Акустичні методи геофізичних досліджень у свердловинах ґрунтуються на вивченні пружних властивостей гірських порід при поширенні в них пружних деформацій. Швидкість поширення пружних хвиль в гірських породах залежить від мінералогічного складу, пористості, структури порового простору, типу флюїду і тісно зв'язана з літологопетрографічними властивостями порід. В табл. 8.1 наведені діапазони значень швидкостей для деяких гірських порід і пластових флюїдів.

При акустичному каротажі реєструється повне відображення сигналу, тобто його звукові образи: хвильові картини - графічний фотозапис повного сигналу спільно з почасовими марками і фазокореляційні діаграми - запис повного сигналу у вигляді фазових ліній.

При акустичному каротажі застосовується триелементний зонд, який складається із випромінювача і двох розташованих на деякій відстані від нього приймачів. Відстань між приймачами називається базою зонда. Довжина зонда визначається відстанню між випромінювачем і приймачем.

Акустичний каротаж за швидкістю грунтується на вивченні швидкості поширення пружних хвиль в гірських породах шляхом вимірювання інтервального часу де t₁,t₂ - час поступлення хвилі відповідно на другий і перший приймачі. Швидкість поширення хвилі у пласті називається пластовою або інтервальною.

Акустичний каротаж за затуханням базується на вивченні характеристик затухання пружних хвиль у породі. На затухання пружних коливань значний вплив має неоднорідність середовища, яка призводить до послаблення коливань і пониження амплітуди хвилі. Здатність гірських порід поглинати пружні коливання оцінюється коефіцієнтом поглинання.

Магнітний азимут викривлення характеризується кутом у горизонтальній площині між напрямком на північ і напрямком горизонтальної проекції осі свердловини.

Кут і азимут викривлення свердловин вимірюють інклінометрами з дистанційним електричним заміром, фотоінклінометрами і гіроскопічними інклінометрами.

Найбільш розповсюджені інклінометри з обертальною немагнітною рамкою, які дають змогу проводити багаторазове вимірювання кута і азимута викривлення на заданих глибинах свердловини. Азимут викривлення визначається в цих приладах з допомогою магнітної бусолі, а кут викривлення від вертикалі у площині викривлення - виском. Визначення азимута викривлення такими приладами можливе тільки у незакріплених свердловинах. Для вимірювання азимута викривлення у закріплених свердловинах можуть використовуватись гіроскопічні інклінометри.

За результатами систематичних замірів кута і азимуту викривлення на різних глибинах свердловини будують інклінограми - проекції стовбура свердловини на горизонтальну і вертикальну площини.

Кавернометріявикористовується для визначення усередненого діаметру свердловини. Для вимірювань застосовують каверноміри, при допомозі яких записують криву зміни діаметра свердловини з глибиною (кавернограму). Найбільше використовуються каверноміри з чотирма підпружиненими важелями, які розташовані попарно в двох взаємно перпендикулярних площинах і притискуються своїми довгими плечами до стінки свердловини (рис.5.4). Коротке плече важеля з'єднане з реостатом. Зміна положення довгих важелів в залежності від діаметру свердловини призводить до зміни електричного опору датчика і реєструється на поверхні.

Каверномір опускається у свердловину на каротажному кабелі при зімкнутих важелях. Вимірювання усередненого діаметру здійснюється в процесі підйому каверноміра. Максимальна похибка вимірювання діаметра свердловин складає 10 мм при діапазоні вимірювань від 70 до 760 мм.

Профілеметрія використовується для визначення діаметра свердловини у двох взаємно перпендикулярних площинах, що дозволяє оцінювати форму поперечного перерізу стовбура свердловини. Якщо діаметри свердловини у двох взаємно перпендикулярних площинах суттєво відрізняються, то це свідчить про наявність жолобних виробок або інших порушеннях конфігурації стовбура свердловини.

Найпростіша конструкція профілеміра базується на принципі чотирьохважільного каверноміра, в якому змінений кінематичний зв'язок важелів з датчиками та збільшена кількість датчиків. Наземна апаратура цих приладів реєструє одночасно розкриття двох пар важелів або діаметр свердловини у взаємно перпендикулярних площинах.

Більш досконалими приладами цього класу є багатоважельні радіусоміри, представлені восьми- і шістнадцятиточковою вимірювальною системою та доповнені датчиком орієнтації приладу в просторі. Це дає змогу визначати конфігурацію свердловини з орієнтацією в просторі.^ Апаратура радіусомірів допускає можливість дискретних замірів у заданих перерізах свердловини або з заданим кроком вздовж цього інтервалу.

В Тюменському технічному університеті розроблений гідролокаційний профілемір, принцип роботи якого базується на локації стінок свердловини імпульсами ультразвукової частоти за декількома азимутальними напрямками. Профілеграма має вид кругової діаграми, на якій нанесений орієнтований за азимутом гідроакустичний аналог вимірювального перерізу свердловини.

Гідролокаційний профілемір може використовуватись у відкритому і обсадженому стовбурах свердловини із зенітним кутом викривлення до 35.

Кавернометричний і профілеметричний методи використовуються для визначення розмірів і конфігурації стовбура свердловини, уточнення свердловинних умов при інтерпретації результатів окремих геофізичних методів, контролю за станом стовбура свердловини в процесі буріння та в інших цілях.

1- довге плече важеля

2 - коротке плече важеля;

З - пружина; 4 - реостат; 5 - тросик з повзунком; 6 - шток; 7 - стінка

свердловини

Рисунок 5.4 - Принципова схема каверноміра

Методи оцінки якості цементування свердловинвикористовуються для визначення непрямих параметрів, що характеризують якість розмежування пластів і герметичність затрубного простору. Найбільш розповсюдженими є методи термометричного, радіоактивного і акустичного контролю якості цементування.

Термометричний метод визначення цементного кільця базується на вивченні природних і штучних теплових полів у свердловинах.

В процесі нагнітання тампонажного розчину в затрубному просторі свердловини протікає відновлення природного теплового поля і виділення тепла в результаті гідратації цементу. Розподіл температури на глибині зацементованої свердловини залежить від багатьох факторів: природного теплового поля, співвідношення між буровим і тампонажним розчином, часу з початку цементування, теплофізичних властивостей порід та інших. Максимальна температура тепловиділення при твердінні тампонажного розчину із портландцементу спостерігається через 6-9 годин після його приготовлення.

Аналіз результатів вимірювань температури в процесі твердіння тампонажного розчину дозволяє уточнити за характерним підвищенням температури глибину підйому тампонажного розчину в затрубному просторі.

Метод термометрії може використовуватись також і для діагностики міжпластових перетоків. Характерною ознакою їх можуть служити незначні температурні аномалії по глибині свердловини у порівнянні з природнім розподілом температур.

Радіоактивні методи контролю цементування 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 гама- випромінювання у порівнянні з природною радіоактивністю гірських порід.

Для активації тампонажних розчинів використовують радіоактивні ізотопи цирконія, іридія, 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 одну його порцію.

Розроблена апаратура для контролю товщини цементного кільця при використанні активованих радіоактивними ізотопами тампонажних розчинів. Принцип її дії базується на реєстрації інтенсивності гама- випромінювання при обертанні навколо його індикатору 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 закріпленій свердловині. 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 розповсюдження активованої води.

Основні недоліки методу радіоактивних ізотопів (радіаційна небезпека, трудомісткість і 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, тампонажного каменю і бурового розчину природного гама- вилромінювання гірських порід. Інтенсивність гама- випромінювання в зацементованому інтервалі свердловини при інших однакових умовах значно менша, ніж у відкритому стовбурі і в незацементованому інтервалі колони. Основний недолік методу - трудність чіткого визначення меж розділу між буровим і тампонажним розчинами, якщо інтервал цементування представлений породами з низькою гама- активністю.

Якщо густина тампонажного і бурового розчину 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 висоту 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 обсадних колон. Для реєстрації кривих розподілу інтенсивності розсіяного гама випромінювання по периметру обсадної колони застосовують селективний гама-дефектомір- товщиномір СГДТ-2, який характеризується підвищеною чутливістю та інтерпретаційними можливостями.

Основними недоліками гама-гама методу контролю якості цементування є обмеження по різниці між густинами тампонажного і бурового розчину (більше 300-500 кг/м³) та температурі в свердловині (до 100-120°С).

Акустичний метод контролю цементування свердловин базується на вимірюванні амплітуди заломленої повздовжньої хвилі та часу пробігу пружних коливань. Метод дозволяє визначити висоту підйому тампонажного розчину в затрубному просторі, його наявність за колоною, ступінь зчеплення цементного каменю з обсадною колоною і гірськими породами, наявність дефектів у цементному камені.

У вітчизняній практиці використовують акустичні цементоміри:

АКЦ-4 - для 146-219 мм обсадних колон, максимальна робоча температура 150°С, максимальний тиск 80 МПа;

УЗБА-21 - для обсадних колон діаметром до 300 мм, максимальна робоча температура 130°С, максимальний тиск до 160 МПа;

АК-1 - для обсадних колон діаметром до 300 мм, максимальна робоча температура 120°С, максимальний тиск 60 МПа.

З допомогою акустичних цементомірів реєструються амплітуда А_к поздовжньої хвилі по колоні, амплітуда А_п

хвилі, що розповсюджується по породі і час Д1 розповсюдження 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 А_к максимальні, мінімальні, а крива А_п повторює по конфігурації криву А_к і не несе інформації про стан контакту цементного каменю з породою. Контакт цементного каменю з колоною відзначається на акустичній цементограмі близькими до нуля значеннями А_к. У випадку наявності контакту цементного каменю з колоною крива А_п діагностує стан його контакту з породою по її відповідності з кривою А_п, одержаною у відкритому стовбурі свердловини та близькості значень на цементограмі до таких при акустичному каротажі.

Недоліки акустичного методу контролю цементування зумовлені, передусім, недостатньою інформативністю реєструючих параметрів А_к, А_п і 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.

Відомо багато методів і приладів для визначення дефектів 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 оптично прозорому середовищі. Крім того, виникають труднощі в діагностиці дефектів обсадної колони на основі візуальних зображень її поверхні.

Акустичний метод грунтується на реєстрації відбитих 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 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 ВНДІГ ео фізики прилад НЕМ-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 грунтується на реєстрації магнітних полів розсіювання в околлі отворів в колоні при її 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