Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Качественное цементирование скважин — обязательное условие их длительной безаварийной эксплуатации, отсутствия межпластовых пере­токов и водонефтегазопроявлений по затрубному пространству. В боль­шинстве случаев оценить качество цементирования непосредственно после ОЗЦ невозможно. Обычно в период ОЗЦ или перед началом работ по оборудованию устья измеряют некоторые параметры: степень распро­странения тампонажного раствора за обсадной колонной, степень вытес­нения бурового раствора тампонажный в стволе скважины и в кавернах, состояние контактов колонна — цементное кольцо — порода, наличие вертикальных каналов в цементном кольце, эксцентриситет обсадной колонны в скважине, пределы распространения зоны смешивания тампо­нажного и бурового растворов, наличие зон скопления тампонажных масс, соответствие фактических сроков схватывания тампонажного раст­вора прогнозным.

Эти показатели оценивают с помощью геофизических методов иссле­дования скважин: акустического и гамма-гамма-контроля качества це­ментирования скважин, термометрического метода и метода активации радиоактивными изотопами. Высокая чувствительность к изменениям объемной плотности вещества является основой, позволяющей применять метод рассеянного гамма-излучения (МРГИ) или гамма-гамма-каротажа (ГГК) для уверенного обнаружения зацементированного участка колон-

209

ны. Вероятность определения с помощью ГГК высоты цементного кольца понижается по мере уменьшения разницы между плотностями бурового и тампонажного растворов. Метод ГГК дает также некоторую информа­цию о равномерности распределения цементного кольца за колонной, на­личии зон смешения бурового и тампонажного растворов, степени вы­теснения бурового раствора тампонажным из каверн.

Метод акустического контроля цементирования скважин, основанный на использовании законов распространения ультразвуковых волн в раз­личных средах, позволяет обнаружить твердое цементное кольцо за колон­ной, дает информацию о серьезных дефектах в самом тампонажном кольце, качественно характеризует состояние контактов колонна — тампо — нажное кольцо — порода.

Исходя из способности минералов цементов выделять при гидратации тепло, для выявления зацементированного участка в стволе скважины применяют метод термометрии. Однако применение глиноцементных и шла­ковых смесей с уменьшенным тепловыделением привело к сокращению возможностей термометрии как метода оценки качества цементирования.

В последнее время отдается предпочтение акустическим и радиоак­тивным методам. Они имеют ряд преимуществ перед термометрией, но не позволяют достаточно точно оценить степень вытеснения бурового раствора тампонажным в кавернах, пределы распространения зоны сме­шения бурового и тампонажного растворов, наличие зон скопления це­ментных масс (например, в результате гидроразрыва пласта и последую­щего поглощения), сроки схватывания тампонажного раствора в условиях скважины.

Интерпретация термо — и цементограмм позволяет сравнительно полно характеризовать косвенные показатели качества цементирования, про­гнозировать осложнения при эксплуатации скважин и намечать мероприя­тия в целях совершенствования технологии их крепления.

Качество цементирования обсадных колонн контролируют в большин­стве случаев по материалам акустического каротажа (АК). Широкое применение получили акустические цементомеры АКЦ-1.

Цементомер АКЦ-t позволяет вести непрерывную запись амплитуды волны, распространяющейся по колонне (Ак), амплитуды волны по породе, представляющей собой интеграл модуля огибающей нескольких периодов колебаний волны по колонне в заданный период времени (Л„) и времени t первого вступления волны. АКЦ-1 настраивают с помощью тарировоч- ного приспособления или на незацементированном участке обсадной колонны при спуске или подъеме скважинного прибора. Интервалы хо­рошего цементирования обсадной колонны характеризуются низкими значениями Ак и высокими значениями А„ и t.

Для того чтобы повысить надежность получаемых данных, необходимо применять дополнительные виды информации: фазокорреляционные диа­граммы (ФКД) и волновые картины (ВК), зарегистрированные в точках приема упругих колебаний. Кроме того, применяют специальные способы повторных акустических измерений при искусственном воздействии на обсадную колонну.

Сведения о плотности контакта цементного камня с породой и колонной получают, применяя широкополосную систему излучения и приема, при этом высокочастотная часть спектра характеризует контакт цемент— колонна, а низкочастотная — контакт цемент — порода.

В последнее время получил распространение акустический цементомер АКЦ-4 (для скважин глубиной до 7000 м — АКЦ-60), снабженный излу­чателями и приемниками, расположенными на расстоянии 2,8 м. Цементо­мер АКЦ-4 работает со своим наземным пультом и измерительными зон­дами И2,8П. Он измеряет параметры: Ар (амплитуда продольной головной волны, распространяющейся по породе за обсадной колонной), Лк (ампли­туда волны по колонне), tp (время распространения). Погрешность изме­рений не регламентируется.

Цементомер АКЦ-4 предназначен для определения качества цементи­рования в нефтяных и газовых скважинах с внутренним диаметром об­садных колонн 130—300 мм.

Технические данные АКЦ-4

Рабочая температура, ° С:

TOC o "1-5" h z максимально допустимая…………………………………………………………………………………. 200

предельная в течение 2 ч………………………………………………………………………………. 2000

Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа. . 100

Максимальный выходной ток сигнала по колонне, мкА…. 11 + 1

Суммарное время прохождения сигналов, мкс…………………………………………. 20

Температура окружающей среды, °С……………………………………………………… -10-г-+50

Относительная влажность при 25° С, % …………………………… 90

Вероятность безотказной работы…………………………………………………………… 0.9

Длина одножильного кабеля, м………………………………………………………………………… ^6500

Габаритные размеры, мм:

пульта управления……………………………………………………………………………………………………………………………. 440X380X260

скважинного прибора (диаметр X длина) …………………………………………………….. 80X3280

Масса, кг:

пульта управления……………………………………………………………………………………. 17+1

скважинного прибора. . . ………………………………………………………………………….. 55 + 3

‘ Акустический цементомер АКЦ-4 состоит из скважинного прибора (СП), наземного пульта обработки информации (ПО) и унифицированного источника питания У ИП-1 (рис. 4.6). Питание на СП и ПО подается через переключатель S1. СП содержит зонд с магнитострикционным излу­чателем Я, связанным с генератором типовых импульсов ГТ; и приемник П. Генератор ГТ запускается схемой запуска ФЗ, подающей импульсы с частотой, вдвое меньшей частоты тока питающей сети. Усиление мощности сигналов осуществляется усилителем УМ-1. Сигналы с приемника, пройдя через предварительный усилитель УП, усилитель мощности УМ-2, транс­форматор Т и конденсатор С2, передаются на ПО совместно с синхро­импульсом, выделенным на сопротивлении R2 в момент излучения излуча­теля. Усилитель УМ-2 через резистор R1 и конденсатор С1 питается переменным током частотой 50 Гц. В пульте обработки ПО формируются импульсы tp, длительность которых пропорциональна времени пробега про­дольной волны по породе, преобразуются в напряжение Ut, выделяются постоянные напряжений ЯЛр и 0Ак амплитуд волн, идущих по породе и

Рис. 4.6. Блок-схема акустического цементомера АКЦ-4

колонне, и формируются калиброванные сигналы и сигналы визуального контроля.

Синхроимпульсы и сигналы визуального контроля отфильтровываются входным фильтром ВФ и поступают на схемы выделения синхроимпульсов ВИС и второго полупериода ВВП. Импульсы длительностью, пропорци­ональной /р, формируются триггером Tptp запускаемым от ВИС и воз­вращаемым в исходное положение-вторым полупертюдом сигнала от ВВП.

Импульс интегрируется в Инт, с которого напряжение Lit подается на фоторегистратор.

Схема ВВП закрывается импульсом с блока Трвл на время прохожде­ния синхроимпульсов и срабатывает, когда второй полупериод сигнала превысит пороговый уровень. Дальнейшие колебания в схеме на выход не проходят. Для стабилизации работы на вход ВВП подается задний фронт импульса одновибратора ТрГВ гидроволны, длительность которого боль­ше времени прихода волны, по породе.

Напряжения UA и UAk снимаются с выходов детекторов Дет Ак и Дет Ар, сигнал на которые поступает с ВФ, причем отпирающий импульс подается от Тр Ак и Тр Ар. Время формирования переднего фронта импуль­са Тр Ар соответствует расчетному времени прихода волны по колонне, задаваемому TptK. ‘

При калибровке на ВФ вместо сигнала от СП подается через переклю­чатель S 2 сигнал и синхроимпульс от имитатора Имит.

Контроль за работой СП и ПО осуществляется через разъем «контр» и триггер Тр. Контрольный осциллограф синхронизируется через разъем «синхр» и блок СВК.

Совместно с АКЦ-4 или самостоятельно применяется гамма-плотномер — толщиномер СГДТ-3, который предназначен для одновременного опреде­ления качества цементирования и технического состояния обсадных ко­лонн, а также «привязки» муфт обсадных колонн к литологическому раз­резу в нефтяных и газовых скважинах диаметром от 146 до 168 мм и глубиной до 3500 м.

Прибор позволяет измерять плотность вещества в затрубном прост­ранстве скважин и толщину стенок труб обсадных колонн при максималь­ных температуре окружающей среды 120° С и гидростатическом давлении 60 МПа.

Технические данные СГДТ-3

Диапазон температур окружающей среды, °С……………………………………… —10Ч—)- 120

TOC o "1-5" h z Предельное внешнее гидростатическое давление на скважинный при­бор, МПа-…………………….. 60

Диапазон измерения:

толщины стенки обсадной колонны, мм……………………………………. 5—12

плотности вещества в затрубном пространстве, кг/м3 ……………………… 1000—2000

Абсолютная погрешность прибора в комплекте с панелью регистра­

торов:

при измерении толщины стенки обсадной колонны, мм…………………………….. ±0,5

при измерении плотности вещества в затрубном пространстве,

кг/м3………………………………………………………………………………………………………………… ±150

Диаметр прибора, мм:

без вытеснителя…………………………………………………………………………………………….. 110

с вытеснителем……………………………………………………………………………………………….. 136

Длина прибора, мм……………………………………………………………………………………………. 2500

Масса прибора, кг:

без вытеснителя……………………………………………………………………………………………….. 85

с вытеснителем……………………………………….. •………………………………………………….. 95

Время наработки’ на отказ, ч……………………………………………………………………… > 400

Средний срок службы, лет……………………………………………………………………….. >6

Прибор рассчитан на работу с трех — и с одножильным кабелем. Он присоединен к кабелю с помощью стандартной приборной головки и ка­бельного наконечника.

Прибор работает в комплекте с серийной панелью типа РК 1Р-4, поэтому не требуется применять специальную панель управления.

Модуль МАК-1 (К1-923) [9] предназначен для исследования разъемов необсаженных скважин и контроля цементирования обсадных колонн автономно или в составе с серийными приборами геофизических исследо­ваний скважин. Универсальность модуля обеспечивает замену аппаратуры типа АК и АКЦ на единую для исследования разъемов необсаженных скважин и контроля цементирования колонн.

Модуль состоит из скважинного СПМ-1 и наземного НПМ-1 приборов и стыковочного узла СУМ-1.

Скважинный прибор СПМ-1 модуля можно применять при температу­ре 120° С и гидростатическом давлении 60 МПа с использованием трех­жильного бронированного каротажного кабеля длиной до 5,5 км. Пара­метры регистрируются на фоторегистраторах серийных каротажных стан­ций. Этот прибор содержит цилиндрические магнитострикционные излу­чатель и два приемника. Собственная частота преобразователей 14—16 кГц, цементирование прибора рессорное, рабочая фаза—амплитуда вто­рого вступления продольной волны. Габаритные размеры — диаметр 110 мм, длина 4000 мм.

Наземный прибор МАК-1 в комплексе с прибором СГДТ-3 (комплекс акустического и радиометрического методов контроля цементирования скважин — ЦМТА) решает следующие задачи: оценка герметичности цементного кольца на различных стадиях его формирования; определение упругих свойств цементного кольца и скоростей распространения упругих волн в породах.

Основные регистрируемые параметры МАК-1 при контроле цементиро­вания обсадных колонн: регистрируемое время распространения tp и ин­тервальное время АТ амплитуды волны по колонне Ак и раствору Ар, коэф­фициенты затухания волн в колонне ак, растворе ар и породе ап. База зонда S = 0,5 м, длина L=l,3 м.

Технические данные МАК-1

Диапазон регистрации /р, мкс……………………………………………………………….. 300—950

Диапазон измерения А Г, мкс………………………………………………………………. 75—264

TOC o "1-5" h z Диапазон измерения ап, аР, ак, дБ……………………………………………………………. 0—75

Основная относительная погрешность при измерении ЛТ, %, в диа­пазоне:

73—140, мкс……………………………………………………………………………………………… ‘±2

140—264, мкс……………………………………………………………………………….. ±4

Основная относительная погрешность при измерении а„, ар, ак,

% +20

Частота посылок импульсов в исследуемую среду, Гц………………………………………….. 25. + 5

Потребляемая мощность, В-А…………………………………………………………………………. <130

В том числе скважинным прибором……………………………………………………………………. 60

Питание:

напряжение, В 220 + 22

частота, Гц………………………………………………………………………………………………. 50+1

Габаритные размеры модуля и его составных частей, мм:

наземного прибора модуля…………………………………………………………………….. 430X520X198

длина СПМ-1…………………………………………………………………………………………….. 400

диаметр СМП-1 без учета центраторов……………………………………………………………… 100

длина стыковочного узла………………………………………………… ^……………………….. 2000

С помощью АКЦ можно оценивать различные показатели качества цементирования скважин или обусловливающих его факторов:

определить высоту подъема тампонажного раствора за обсадной колон­ной в любое время после его схватывания и набора достаточной проч­ности (показания не зависят от плотности раствора);

неоднократными измерениями в период ОЗЦ можно наблюдать процесс формирования цементного камня в скважинных условиях, т. е. определять сроки схватывания тампонажного раствора и набора им прочности;

наиболее полно оценить эффективность примененной технологии цементирования;

обнаружение цементного камня между колоннами при многоколонной конструкции скважины;

повторное исследование зацементированной скважины с помощью ап­паратуры АКЦ позволяет оценить влияние опрессовки под давлением и снижения уровня в скважине, разбуривания цементного стакана, перфо­рации, вызова притока, установки кислотных ванн, гидравлического раз­рыва и других работ, вызывающих деформацию обсадной колонны и це­ментного кольца;

определение коэффициента вытеснения бурового раствора. Эффективность метода АКЦ ограничивается факторами: недостаточности информативности данных АКЦ — Ак, А„ и t; невозможностью выделения нарушений в цементном кольце с углом раскрытия трещин относительно оси скважины менее 40°, а также разры­вов сплошности камня, не превышающих 1,5 м. Вызвано это невысокой разрешающей способностью аппаратуры;

искажением результатов измерений при наличии в буровом растворе газа, при эксцентриситете, перекосе прибора в колонне и др.;

невысокой точностью количественной оценки и сопоставимости резуль­татов измерений вследствие нестабильности и неидентичности работы пре­образователей, нелинейности измерительного тракта и различия порогов чувствительности аппаратуры АКЦ.

Применение наряду с акустической аппаратурой скважинных термомет­ров и аппаратуры гамма-гамма-каротажа позволяет значительно повысить достоверность оценки качества проведенных тампонажных работ.

Аппаратура контроля цементирования скважин ЦМГА-2 предназначена для определения качества цементирования и технического состояния об­садных колонн с наружным диаметром от 146 до 403 мм, а также для привязки муфт обсадной колонны к литологическому разрезу в нефтяных и газовых скважинах комплексом методов акустического и радиоактивного каротажа. Состоит из наземной панели АК-1 и скважинного прибора акустического каротажа типа АК-1. Аппаратуру можно использовать авто­номно и совместно с радиометрическим зондом типа СГДТ-3.

Аппаратура ЦМГА-2 одновременно регистрирует следующие параме­тры: толщинограмму, коэффициенты затухания продольной волны по колонне ак и по породе а„, интервальное время At, амплитуду волны по колонне Ак и по породе Ап на длине большого зонда скважинного прибора.

Технические данные ЦМГА-2

TOC o "1-5" h z Число параметров, регистрируемых АК-1 ……………………………………………….. 6

Потеря импульсов счета (плотномера, толщиномера) вследствие

коммутации каналов, % ^5

Скорость измерения, км/ч:

комплексом МГА-2 при масштабе записи:

1:200 0,2

1:500 0,6

прибором АК-1 обсаженных скважин ……………………………………………………. 1,5

Потребляемая мощность, В-А……………………………………………………………… 130

Предел измерения коэффициентов затухания — ак и ап, дБ. . . 1—7

Основная погрешность измерения, %:

ак и а„…………………………………………………………………………………………………………… 30

Ак и; Ап………………………………………………………………………………………………………… 4

Диапазон измерения интервального времени, мкс…………………………………….. 70—270

Диапазон рабочих температур АК-1, °С . ……………………………………………… . . . 0—120

Максимальное внешнее гидростатическое давление, МПа… 60

Габаритные размеры прибора АК-1 (диаметр X длина), мм…. 110×3500

Масса АК-1, кг 110

Габаритные размеры наземной панели АК-1, мм……………………………………………….. 430X520X198

Масса наземной панели АК-1, кг…………………………………………………………………………. 30

Аппаратура акустического каротажа комплексная СПАК-4М предназ­начена для акустического каротажа и оценки качества цементирования нефтяных и газовых скважин диаметром 127—305 мм и глубиной до 7000 м. Работа аппаратуры СПАК-4М основана на зависимости амплитуд­ных и временных параметров акустического сигнала от свойств среды, по которой он распространяется.

Технические данные СТ1АК-4М

Диапазон измерения, мкс:

200—1600 50—300 0—36 ±1 ±5 150 98 7200 КГЗ-53-180 220 ±зз 50 ± 1

временных параметров Т, Тг и Тп………………………………………………………

интервального времени АТ……………………………………………………………. …………………………………..

Диапазон измерения амплитудных параметров А| и А2 (А„ и Ак),

дБ…………………………………………………………………………………………………………………………………………………

Основная погрешность измерения, %:

временных параметров………………………………………………………………………………………………………….

амплитудных параметров……………………………………………………………………………………………………..

Максимальная рабочая температура для скважинного прибора,

°С………………………………………………………………………………………………………………………………………………….

Максимальное рабочее давление для скважинного прибора,

МПа…………………………………………………………………………………………………………………………………………….

Максимальная длина каротажного кабеля, м. . . ‘…………………………………………………………..

Тип используемого каротажного кабеля…………………………………………………………………………..

Питание:

напряжение, В……………………………………………………………………………………………………………………………

частота, Гц………………………………………………………………………………………………………………………………..

5600 <82

Габаритные размеры, мм: скважинного прибора:

длина

диаметр (без центраторов) ………………………………………………………………………………………………………………….

наземной аппаратуры АНК-А:

измерительного пульта……………………………………………………………….. 520X424X238

блока питания………………………………………………………………………………. 240X155X145

Масса, кг:

скважинного прибора…………………………………………………………………………………. 98

наземной аппаратуры………………………………. _……………………………………………….. 26

Температуру в скважинах измеряют максимальными ртутными, глубин­ными самопишущими термометрами и термометрами сопротивления. Наибольшее распространение получили электронные термометры ТЭГ-60, ТЭГ-36 и электрический ЭТС-2У. Чувствительным элементом этих термо­метров служит медный резистор с большим температурным коэффици­ентом.

_| Рис. 4.7 Блок-схема термометра ТЭГ-60 Термометр ТЭГ-60 состоит из скважинного прибора СП, наземного пульта НП (рис. 4.7) и рассчитан на работу с одножильным кабелем длиной до 8 км. Технические данные ТЭГ-60 Диапазон измерения температуры, ° С………………………… ………………………… ………………………… 0—200 Максимальное рабочее давление, МПа……………………….. ………………………… 120 Погрешность измерения, ° С……………………………………… ………………………… +2 Постоянная времени, с………………………………………………. ………………………… <2 Скважинный прибор: , диаметр, мм…………………………………………………………… ………………………… 60 длина, м………………………………………………………………… ………………………… 2 масса, кг……………………………………………………………….. . . …………………….. 19

Принцип действия прибора основан на том, что под действием тем­пературы изменяется частота автоколебаний генератора, состоящего из

усилителей напряжения УН и мощнрсти УМ, связанных ограничительной обратной связью ООС. Генератор управляется RC-цепью, в которую включены терморезисторы R и R2 и термостатированные емкости С1 и С2. В автоколебательном режиме на усилитель УН поступает положитель­ная обратная связь с усилителя УМ через фазосдвигающую цепь С1, R7, R1, R2, R8, С2. Резисторы R7 и R8 компенсируют температурные изме­нения емкостей С1 и С2.

Стабилизация характеристик генератора обеспечивается отрицатель­ной обратной связью. Линейное изменение сопротивления резисторов R1 и R2 от температуры изменяет частоту генератора. Усилитель мощности УМ связан с наземным прибором НП, который содержит измеритель частоты. Сопротивления R3, RA и R5, R6 служат для калибровки термо­метра и включаются шаговым переключателем S1. Электромагнитной катушкой У А шагового переключателя S управляют с помощью реле К1 через контакты /(1.1. Реле К1 срабатывает при изменении полярности питания, поступающего через сопротивление R9 и дроссель Т, с помощью переключателя S2 в наземном приборе, в котором сигнал с усилителя мощности скважинного прибора подается на вход усилителя-ограничителя У О через сопротивление R11 и трансформатор Т2.

Входной трансформатор Т2 и конденсатор СЗ служат одновременно фильтром. Выходное напряжение УО преобразуется дифференциальной цепочкой ДН в импульсы, частота которых равна частоте генератора. Импульсы, выходящие с ДН, запускают триггер Тр, который генерирует прямоугольные импульсы, управляющие генератором пилообразного на­пряжения ГПН. Пилообразное напряжение, средняя амплитуда которого пропорциональна периоду колебаний генератора скважинного прибора, поступает на вход лампового вольтметра ЛВ, включающего в себя из­мерительный прибор РА, градуированный в единицах температуры. На­пряжение на регистратор ФР снимается с потенциометра R10, служащего для установки масштаба записи.

Электронная схема СП смонтирована в герметичном стальном корпусе со стандартной приборной головкой. В нижней пробке корпуса в тонко­стенной медной трубке размещены сопротивления R1 и R2, выполненные в виде жгута из листового провода диаметром 0,03 мм. Для улучшения изоляции жгут пропитан лаком. С целью улучшения теплопередачи труба заполнена кремнийорганической жидкостью. Снаружи чувствительный элемент защищен фонарем.

Термометр ТЭГ-36 диаметром 36 мм аналогичен описанному по кон­струкции, но отличается диапазоном измеряемой температуры 0—150° С при давлении 100 МПа.

Электротермометр ЭТС-2У рассчитан на работу с трехжильным ка­белем при температуре до 120° С и давлении до 40 МПа. Он состоит из герметичного стального корпуса диаметром 42 мм, чувствительного элемен­та и фонаря.

Измерительная схема термометра представляет собой мост сопротив­лений. Чувствительным элементом служат два плеча моста, выполненные из медной проволоки, два других плеча моста выполнены из манганина. 218

Их сопротивление равно сопротивлению чувствительных плеч при темпе­ратуре 40° С (нулевая температура термометра) и практически не за­висит от температуры. Напряжение, измеряемое в диагонали моста, про­порционально сопротивлению его чувствительных плеч, а следовательно, температуре окружающей среды.

Манганиновые резисторы измерительного моста размещены в чувстви­тельном корпусе. Чувствительный элемент выполнен из медной трубки диаметром 1,5 мм с толщиной стенки 0,35 мм, в которую вставлен про­питанный лаком жгут из медного провода диаметром 0,03 мм. Трубка заполнена кремнийорганической жидкостью и размещена на нижней пробке корпуса скважинного прибора. Защитный фонарь предохраняет чувствительный элемент от повреждений. Аппаратура гамма-гамма-каро — тажа РКС-1 состоит из скважинного и наземного приборов. В скважин­ном приборе размещены электронная схема, управляемое прижимное устройство, источник у-излучения и детекторы рассеянного гамма-гамма- излучения. В качестве источника излучения применен изотоп 137Cs, а де­текторами служат сцинтилляционные кристаллы Na/. Скважинный прибор прижимается к стенке скважины прижимным устройством многократного действия стороной, на которой расположены коллимационные окна ис­точника излучения и двух детекторов. Информационные импульсы с де­текторов проходят через схемы преобразования, включающие в себя двухкаскадные усилители, нормализаторы амплитуды и длительности, схемы пересчета и усилители мощности.

В наземном приборе импульсы разделяются по каналам и преобра­зуются в напряжение, пропорциональное объемной плотности исследуемых участков.

В МИНГ им. И. М. Губкина разработана амплитудно-интерпретацион­ная модель качества цементирования скважин, основанная на гамма — гамма-методе контроля (ГГМ-Ц), при котором в колонне обсаженной скважины перемещается центрированный зонд с вращающимся колли­матором. Регистрируется интенсивность гамма-излучения /.

При эксцентричном положении обсадной колонны в стволе скважины величина / изменяется в зависимости от угла поворота коллиматора от /а, когда за колонной находится порода плотностью р„, до 1Х, когда за колонной находится среда плотностью рх. При заполнении заколонного пространства буровым раствором рх==рр, цементным камнем — р* = рц.

При произвольной ориентации коллиматора регистрируемые значения / представляют собой сумму 1Х и /„. В соответствии с уравнениями, приведенными в работе [1], рассчитаны значения / и сопоставлены с данными натурных измерений прибором СГДТ-2. При этом условная еди­ница измерения интенсивности излучения соответствовала следующим условиям: скважина диаметром 214 мм, обсадная колонна диаметром 168 мм и толщиной стенки 8 мм, плотность среды в кольцевом зазоре 1,8 г/см3, плотность породы 2,5 г/см3, скважина и колонна соосны.

Обращение интерпретационной модели относительно толщины среды в кольцевом зазоре дает устойчивый алгоритм определения плотности среды в заколонном пространстве.

Гамма-плотномер-толщиномер СГДТ-НВ предназначен для контроля качества цементирования и технического состояния обсадных колонн, привязки результатов измерений к геологическому разрезу в нефтцных и газовых скважинах, зацементированным обычными или аэрированными тампонажными смесями. Применяется в скважинах с наружным диамет­ром обсадных колонн 146—194 мм и углом наклона скважины до 50°. Методы ядерно-геофизических исследований, реализованные в приборе, позволяют определять плотность вещества в заколонном пространстве скважины, толщину стенок труб обсадных колонн, местоположений муф­товых соединений и центрирующих фонарей, степень аэрации тампонаж­ного раствора за обсадной колонной.

Технические данные СГДТ-НВ

Диапазоны измерения:

TOC o "1-5" h z плотности вещества в затрубном пространстве, г/см3 1—2

толщины стенок труб обсадных колонн, мм…. 5—12

Абсолютная погрешность измерения:

плотности вещества, г/см3 ……………………………………………………………………. ±0,14

толщины стенок труб обсадных колонн, мм……………………………………………… ±0,45

Скорость регистрации, м/ч, при масштабе записи:

1:200 600

1:500 1200

Параметры эксплуатации:

температура, °С……………………………….. ,…………………………… —10± + 120

давление, МПа………………………………………………………………… 60

Габаритные размеры, мм (диаметр X длина) …. 110X2500

Масса, кг……………………………………………………………………………………………… 95

Источник излучения………………………………………………………………… Цезий-137 (Q = 6-10~9

А/кг)

Доза излучения, Гр/с……………………………………………………………………………… 1-10

Применение того или иного метода определения качества цементиро­вания обсадных колонн зависит от конструкции скважин и геолого-тех — нических условий бурения. Так, в районах Западной Сибири и на Волго­Уральских месторождениях применяют акустический и радиометрический методы, а в районах Средней Азии и Северного Кавказа — акустический и термометрию. .

Оценка качества цементирования обсадных колонн в соответствии с РД 39-4-1204—84 основана на высокой чувствительности динамических параметров (амплитуды продольной волны по колонне Ак, коэффициента затухания ак) акустического сигнала (волна растяжение — сжатие), распространяющегося по колонне, к жесткости механического контакта на границе колонна — цементное кольцо, с одной стороны, и «прозрачности» данной системы по отношению к волне, проходящей через нее к породе и обратно, с другой. При наличии дефектов в цементном кольце сигнал из породы не регистрируется.

Основу акустического метода контроля составляет информация, ко­торую несет продольная волна.

Акустические измерения производят путем возбуждения в колонне упругого импульса и регистрации обратного импульса с помощью прием­ников. В связи с тем что продольная волна распространяется по обсад — 220
ной колонне с постоянной скоростью, регистрацию интенсивности или амплитуды продольной волны осуществляют в так называемом фикси­рованном временном окне. В аппаратуре АКЦ-1, АКЦ-4 длительность этого окна составляет 120 мкс. Для устранения возможных искажений данных в акустической части АК-1 комплекса ЦМГА-2 и УЗБА-21 дли­тельность окна устанавливают так, что в него попадает амплитуда только первого положительного вступления.

Основным показателем состояния контакта цементного кольца со стен­ками скважины служит корреляционная связь Ак и ак с другими пара­метрами, полученными в необсаженных скважинах. Качество и стабиль­ность записи регистрируемых параметров зависят главным образом от наклона скважины, наличия цементной корки на трубах и условий центри­рования скважинного прибора. При использовании резиновых центраторов при каротажных работах резиновые стержни истираются, что приводит к ошибочным оценкам состояния зацементированных интервалов. На­илучшее центрирование достигнуто в аппаратуре АК-1, применяемой в комплексах ЦМГА-2 и МАК-1.

Новые модификации аппаратуры акустического контроля цементиро­вания АК-1 содержат трехэлементные зонды и рассчитаны на регистра­цию как индикаторных, так и измеряемых параметров и позволяют зна­чительно повысить достоверность проводимых измерений при различных условиях в скважине. С помощью этой аппаратуры удалось повысить точность и стабильность измерений: уровня подъема в затрубном прост­ранстве скважины портланд — и гельцементного раствора на любой стадии его твердения; герметичности разобщения пластов как в наклонных, так и в вертикальных скважинах.

Сравнивая показатели, регистрируемые этой аппаратурой и АКЦ-4, следует отметить, что они идентичны, однако данные, получаемые с по­мощью аппаратуры АКЦ-4, имеют ряд недостатков, которые могут при­водить к определенным ошибкам в получаемой информации; имеются значительные интерференционные искажения, снижение чувствительности АКЦ-4 к гельцементному тампонажному кольцу, отсутствие оперативной перенастройки аппаратуры при переходе скважинного прибора из интер­валов с портландцементным в интервалы с гельцементным кольцом. Для того чтобы исключить влияние этих факторов и повысить чувствитель­ность к цементному кольцу, а также для стандартизации измерений в АК-1 и УЗБА-21 введена обязательная регистрация измерительных пара­метров (интервального времени А/р и коэффициентов затухания оск и а„). Например, параметр оск в интервалах плотных пород принимает нулевое (АК-1) или отрицательное (УЗБА-21) значения, указывая на качествен­ное цементирование.

Технические данные АК-1 и УЗБА-21

Аппаратура……………………………………………………………………………….. АК-1 УЗБА-21

Число одновременно регистрируемых параметров. . 6 4

3 120

2 130

В том числе измеряемых

Максимальная рабочая температура, °С: длительное воздействие

160

воздействие в течение 2 ч

TOC o "1-5" h z Максимальное рабочее давление, МПа………………………………………………… 60 60

Длина каротажного кабеля, км…………………………………………………………. 5,6 5,6

Предельно допустимый угол наклона скажины, градус 60 60

Способ центрирования………………………………………………………………. Рессорный Резиновые

стержни

Размеры, м:

малого зонда……………………………………………………………………………. 1,5 1,05

большого зонда………………………………………………………………………… 2,0 1,9

базы……………………………………………………………………………………… 0,5 0,85

Акустический метод контроля качества цементирования нельзя при­менять в обсадных трубах на ранней стадии формирования цементного камня; в эмалированных обсадных трубах и покрытых полимерными материалами; в трубах, заполненных раствором с наличием газа; при многоколонной конструкции скважины.

Некачественное цементирование четко определяется в том случае, когда максимальная разность в плотностях цементного камня и бурового раствора будет не более 0,3 г/см3.

Исследования, проводимые аппаратурой АКЦ-1 и АКЦ-4 в период 20—24 ч после цементирования скважины, не дают достоверных данных, а интерпретация данных не отражает фактического состояния цементного кольца. В этих случаях с успехом могут быть применены аппаратура АК-1 и комплекс ЦМГА-2.

По результатам интерпретации данных, полученных на различной аппаратуре, составляется заключение, которое характеризует состояние герметичности цементного кольца в затрубном пространстве по всей глубине скважины.

В заключение отражаются: высота подъема тампонажного материала как на законченной, так и на незаконченной стадии формирования це­ментного камня; прогнозное время набора прочности твердеющего там­понажного материала; состояние герметичности цементного кольца по всей высоте зацементированного участка скважины.

Состояние герметичности затрубного пространства скважины оце­нивается следующим образом: высокая герметичность соответствует

хорошему сцеплению или плотному контакту цементного кольца с колонной и стенками скважины; низкая герметичность соответствует наличию ка­налов, трещин и т. п. или отсутствию тампонажного материала в затруб­ном пространстве.

Комментарии запрещены.