Изучение технического состояния скважин обсаженных колоннами

Радиометрические измерения. Наличие цемента в кольцевом пространстве можно определить, если цементный раствор предварительно «активировать» с помощью радиоактивных изо­топов. Полученную затем диаграмму ГК (рис. 17) сопостав­ляют с такой же диаграммой, снятой до заливки активирован­ного цемента; различия интенсивности гамма-излу­чения между первым и вторым измерениями указывают на места сосредоточения активированного цемента. Во избежание «загрязнения» скважины используются изотопы с очень малым периодом полураспада (например, радиоактивные изотопы йода).

Метод рассеянного гамма-излучения. Если принять влияние элементов скважины постоянным, то изменение интенсивности рассеянного гамма-излучения в основном будет обусловлено плотностью среды затрубного пространства. Плотность цемента равна примерно 2 г/см³, плотность промывочной жидкости 1 - 1,5 г/см³, т. е. разность плотностей цемента и жидкости, запол­няющей скважину, может измениться от 0,5 до 1 г/см³. По раз­ности плотностей цемента и жидкости определяют высоту подъ­ема цемента за колонной и качество цементирования обсадной колонны.

Рисунок 17 – Определение уровня подъема цемента в кольцевом пространстве

Измерение цементомером ЦМТУ. Этот цементомер имеет один источник гамма-излучения и три индикатора, расположен­ных под углом 120° и разделенных друг от друга свинцовыми экранами. Центрирующее устройство обеспечивает движение прибора по оси обсадной колонны.

Если затрубное пространство заполнено цементом и обсад­ные трубы расположены в скважине концентрично, то все три индикатора зарегистрируют одинаковую интенсивность рассеянного гамма-излучения. Более высокие показания будут наблю­даться выше интервала распределения цемента за трубами, а также там, где цемент за колонной отсутствует. Нарушения симметрии распределения цемента за колонной из-за эксцен­триситета обсадных труб или изменения плотности цемента обу­словливают различные показания ГТК в разных каналах. Кри­вые ГГК, зарегистрированные одновременно тремя каналами, позволяют определить местоположение интервалов с односто­ронней заливкой цемента, наличие в цементном камне каверн, т. е. в первом приближении оценить качество тампонажных работ.

В случае применения тяжелых глинистых растворов или лег­ких цементов, когда их плотности близки, метод рассеянного гамма-излучения малоэффективен. Кроме того, он является объ­емным методом, в связи с чем наличие тонких трещин в цемент­ном камне, а также степень сцепления цемента с обсадными трубами и горными породами на интенсивность измеряемого рассеянного гамма-излучения не влияют.

Измерения акустическим цементомером. Наиболее важную информацию о наличии цементного камня в затрубном прост­ранстве и сцеплении его с колонной обсадных труб можно по­лучить, регистрируя по стволу скважины величину амплитуды колебаний продольной упругой волны. Если колонна обсадных труб жестко не связана с цементом (свободна), то упругие волны распространяются по ней со скоростью около 5200 м/с (преимущественное распространение волны по колонне), сохра­няя максимальное значение амплитуды. В случае, когда между колонной и цементом имеется акустический контакт, упругие продольные колебания, распространяющиеся по колонне, воз­буждают такие же колебания в цементе, в связи с чем большая часть их энергии рассеивается на пути от излучателя до прием­ника, который отметит значительное ослабление амплитуды колебаний продольных волн.

Амплитуда первого вступления продольных волн обычно на­много меньше амплитуд последующих колебаний, поэтому в аку­стических цементомерах (АКЦ) наблюдается величина ампли­туды волны по колонне А_к.

В аппаратуре АКЦ при базе 2,5 м сигнал амплитуды А_к автоматически начинает считываться примерно через 480 мкс после посылки импульса излучателем. Величина А_к регистриру­йся в условных единицах (милливольтах) в виде непрерывной кривой.

Сцепление цементного камня со стенкой скважины (горными породами) характеризуется временем пробега волн Т_п по по­роде.

Совместное рассмотрение кривых А_к и Т_П позволяет опреде­лить высоту подъема цемента в затрубном пространстве, полу­чить качественную оценку сцепления цемента с колонной об­садных труб и, в благоприятных случаях, сцепление цемента с горными породами. Для оценки качества цементирования ис­пользуют фотографии волновой картины распространения упру­гих волн. Кривая, полученная цементомером АКЦ, показывает, что на участках, где отсутствует сцепление цемента с трубами или вообще цемент отсутствует, измеряемые значения А_к имеют максимальные значения, а интер­валы с хорошим сцеплением це­мента с колонной характеризуют­ся минимальными, практически нулевыми показаниями (см. рис. 17).

Выявление дефектов колонны. Место нарушения герметичности обсадных труб обычно определя­ют с помощью скважинных резистивиметров, электротермометров и расходомеров. Сообщаемость пластов вблизи зоны поврежде­ния надежно устанавливается ме­тодом радиоактивных изотопов по кривым ГК, измеренным до и после закачки радиоактивной жидкости в скважину.

Толщина стенки обсадных труб со временем изменяется из-за коррозии. Толщиномеры позволяют осуществить дистанционное измерение толщины обсадных труб. При детальных исследованиях затрубного пространства дефектомерами и цементомерами сведения о толщине стенок труб необходимы для учета влияния ее на результаты измерений. Для определения толщины стенки труб используют гамма-толщиномер.

Гамма-толщиномер представляет собой небольшого размера зонд (7-9 см) с фокусировкой потока гамма-квантов. Прибор обладает высокой чувствительностью к изменению толщины обсадных труб. Источником мягкого гамма-излучения служит изотоп тулия. Зонд толщиномера входит в комплексный прибор дефектомер - толщиномер (СГДТ) и позволяет определять тол­щину стенки обсадных труб с точностью ±0,5 мм.

Толщиномер иногда применяют с калибромером, служащим, для измерения внутреннего диаметра колонны. На рис. приведены диаграммы, показывающие возмож­ность использования толщиномера для контроля технического состояния обсадных труб.

1 – интервал перфорации; 2 – соедини­тельные муфты; 3 – центрирующие фо­нари;

4 – порыв колонны; 5 – интервал коррозионного износа

Рисунок 18 – Диаграммы гамма-толщиномера

ЛЕКЦИЯ№7 КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

7.1 Механическая расходометрия

Механическая расходометрия предусматривает опреде­ление скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступа­ющих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты.

Применяют как основной метод для:

- выделения интервалов притоков в добывающих и интерва­лов приёмистости в нагнетательных скважинах;

- оценки профилей притока и приёмистости в перфориро­ванных интервалах;

- определения поинтервальных и суммарных дебитов;

- выявления внутриколонных перетоков после остановки сква­жины.

Выполняют в обсаженных перфорированных и неперфориро­ванных скважинах.

Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чув­ствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точ­ности измерений при многофазном притоке и многокомпонент­ном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений.

Чувствительным элементом механических расходоме­ров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота вто­рой преобразуются в регистрируемые электрические сигналы.

Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние - только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока жидкости через измерительную камеру, в которую помещена турбинка. При использовании пакера невозможен непрерывный режим записи.

Калибровку механического расходомера проводят в еди­ницах скорости потока или массы потока. Градуировочная зави­симость связывает частоту f вращения турбинки (Гц, имп/мин) со скоростью v потока жидкости (газа) в скважине: v = kf + b, где k - аппаратурный коэффици­ент, b - пороговая чувствительность. По скорости потока v рас­считывают объёмный расход жидкости, в м³/сут, или газа, в тыс.н.м³/сут.

Калибровку выполняют на специальном гидродина­мическом стенде.

Реальная градуировочная характеристика расходоме­ра в скважине может сильно отличаться от стендовой вследствие: неустановившегося или периодически фонтанирующего режима работы пласта, вихревого движения флюидов в колонне; наличия во флюиде механических примесей; непостоянства вязкости и плотности потока; различия фазовых скоростей составляющих потока и средней скорости; наличия порогового значения ско­рости потока, при которой начинает вращаться турбинка; не­равномерного движения скважинного прибора.

Регистрацию данных проводят в непре­рывном («на протяжке») и в поточечном («по точкам») режимах.

Для проверки стационарного режима работы скважи­ны и определения суммарного дебита (для скважины в целом, групп и отдельных пластов) точечные измерения выполняют с полностью открытым пакером: выше всех работающих пластов; в перемычках между исследуемыми пластами; ниже интервалов перфорации. Число точек в каждом интервале исследований дол­жно быть не менее 5, расстояние между ними — 0,2-2 м. Конт­рольные измерения проводят не менее чем в одной точке в каж­дом интервале.

Для определения профиля притока или приёмистости точечные измерения выполняют в интервалах исследуемых плас­тов через 0,2-0,4 м, а на участках малого изменения дебита (ме­нее 20 %) — через 1-2 м. Контрольные измерения в пределах пласта проводят в отдельных точках по всей эффективной тол­щине коллектора; целесообразно их проводить в интервалах не­больших изменений дебитов.

Измерения в непрерывном режиме проводят для оп­ределения отдающих или принимающих интервалов перфориро­ванного пласта в интервале, длина которого на 10-20 м вверх и вниз больше интервала перфорации.

Для определения нарушения герметичности колонны непре­рывную регистрацию данных проводят в неперфорированных интервалах. На участках изменений дебитов производят измере­ния в точках.

Опорный профиль притоков или приемистости, с которым сопоставляют профили, полученные в процессе после­дующей эксплуатации скважины, получают непосредственно после пуска скважины в эксплуатацию и выхода её на устано­вившийся режим. Опорный профиль должен быть снят повторно после проведения любых работ в скважине, связанных с измене­нием вскрытой толщины коллектора.