Методы контроля технического состояния скважин. Термомерия скважин. Цементометрия скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Методы контроля технического состояния скважин. Термомерия скважин. Цементометрия скважин

Геофизические методы применяют для изучения технического состояния бурящихся и эксплуатационных скважин. Для этого разработаны скважинные приборы, специальные методики проведения исследований, которые реализуют принципиальные возможности различных геофизических методов.

Инклинометрия скважин. В проектах на бурение проводка скважин предусматривается вертикальной или в заданном направлении (наклонно-направленные). Направленное бурение проводят в тех случаях, когда кровлю пласта необходимо вскрыть в точках, проекция которых на земную поверхность смещена относительно устья скважины. Это требуется при кустовом бурении в случае, когда невозможно разместить оборудование непосредственно над объектом бурения, при вскрытии крутопадающих пластов и т. п. Однако и при бурении вертикальных скважин за счет изгиба бурильных труб и вскрытия пластов различной твердости, залегающих под некоторым углом к горизонтальной поверхности, происходит отклонение ствола от вертикали, называемое искривлением скважины. Пространственное положение любой точки ствола скважины характеризуется двумя углами: углом искривления д (кривизны скважины) - отклонением оси скважины от вертикали (рисунок 1, а) и дирекционным углом д (рисунок 2б - углом между горизонтальной проекцией элемента оси скважины, взятой в направлении увеличения глубины скважины, и географическим меридианом.

Обычно вместо дирекционного угла пользуются магнитным азимутом ц, т. е. углом, отсчитываемым по ходу часовой стрелки между направлением на магнитный север См и горизонтальной проекцией элемента оси скважины. Определение искривления скважины сводится к замерам положения в пространстве оси скважины, следующим один за другим. Причем в пределах каждого отрезка ось скважины отождествляют с прямой линией. Измерения в скважинах выполняют по точкам. В вертикальных скважинах расстояние между точками наблюдения (шаг измерения) принимают равным 25 м, в наклонно-направленных -5 м. При определении проекции ствола скважины условно принимают, что углы д и ц, полученные в нижней точке интервала исследования, остаются постоянными до следующей точки измерения. Плоскость, проходящую через вертикаль, и прямую линию, принимаемую в данном интервале за ось скважины, называют плоскостью искривления. Истинные значения угла отклонения д, а также величину горизонтальной проекции заданного интервала глубин определяют в плоскости искривления.

Проекцию интервалов ствола скважины на вертикальную плоскость (рисунок 1) а определяем как:

где

L_iвер. = h_{i+1 -} h_i,

h_i+1 и h_i-- глубина нижней и верхней точек измерения

Для определения абсолютной отметки вскрываемого i-ro пласта Hi вычисляют сумму вертикальных проекций от устья скважины до изучаемого интервала:

По данным измеренных углов и вычисленных значений горизонтальных проекций строят инклинограмму - проекцию оси скважины на горизонтальную плоскость. Инклинограмму получают путем последовательного построения всех вычисленных ?L_i, начиная с наименьшей глубины, откладывают их в направлении измеренного угла ц. Соединив начальную точку первого интервала с конечной точкой последнего, получают общее смещение оси скважины от вертикали б на исследуемом участке. Величину смещения и его направление указывают на плане. Инклинограммы строят, как правило, в масштабе 1:200.

Рисунок 1. Проекция участка ствола скважины на вертикальную (а) и горизонтальную (б) плоскости.

Углы и азимуты отклонения в скважинах измеряют специальными скважннными приборами - инклинометрами. В практике геологоразведочных работ на нефть и газ наиболее широко применяются инклинометры с дистанционным электрическим измерением, в которых датчиками служат градуированные электрические сопротивления.

Кавернометрия и профилеметрия скважин. В процессе бурения скважины ее диаметр не остается постоянным; он изменяется с глубиной и во времени. Диаметр скважины может быть номинальным, т. е. соответствовать диаметру долота, быть больше или меньше номинального. Изменения диаметра определяются литолого-петрографическими свойствами горных пород и зависят также от технологии бурения.

Номинальный диаметр d_H сохраняется в плотных, непроницаемых породах. Увеличение диаметра dc>d_H наблюдается при разбуривании глин, аргиллитов, каменной соли, трещиноватых и кавернозных известняков, против коллекторов наблюдается уменьшение диаметра скважины за счет образования глинистой корки.

Кавернометрия входит в стандартный комплекс геофизических исследований, и регистрация диаметра скважины является обязательной во всех скважинах. Данные кавернометрии используют при литологическом расчленении разреза, при вычислении удельного сопротивления горных пород, при истолковании диаграмм микрозондов, определении пористости, глинистости по данным радиоактивных методов и т. п.

Кроме того, данные кавернометрии широко используют для решения технических задач. Схема измерения скважинным каверномером приведена на рисунке 2.

Рисунок 2. Схема измерений со скважинным каверномером и приме записи кавернометрии.

Кавернометрия входит в стандартный комплекс геофизических исследований, и регистрация диаметра скважины является обязательной во всех скважинах. Данные кавернометрии используют при литологическом расчленении разреза, при вычислении удельного сопротивления горных пород, при истолковании диаграмм микрозондов, определении пористости, глинистости по данным радиоактивных методов и т. п. Кроме того, данные кавернометрии широко используют для решения технических задач.

Скважинный каверномер-профилемер СКП позволяет одновременно непрерывно регистрировать три кривые: кавернограмму и две кривые для диаметров скважины в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Диаметры скважин определяют по величине раскрытия двух пар независимо перемещающихся измерительных рычагов. Информация передается по одножильному - кабелю с использованием схемы частотного разделения сигналов.

Термометрия скважин. Метод термометрии заключается в изучении естественных и искусственных тепловых полей в скважине в установившемся и неустановившемся режимах. Измеряемая величина - температура (разность температур) - в градусах Цельсия (°С). Термические методы ГИС основаны на изучении естественных и искусственных тепловых полей. Различают методы естественных и искусственных тепловых полей. Знание естественной температуры недр необходимо для учета факторов, определяющих условия образования нефти и газа, их миграцию, скопление в виде залежей, фазовое состояние в пластовых условиях. Дифференциация горных пород по удельной теплопроводности позволяет в ряде случаев осуществить литологическое расчленение разрезов скважин по диаграмме изменения температуры в зависимости от глубин. Для этого геотермограмму разбивают на отдельные участки с близкими значениями градиентов температуры. Локальные изменения температуры в нефтеносных и газоносных горизонтах образуются при поступлении в скважину нефти или газа. Газ вызывает резкое снижение температуры, нефть создает небольшие положительные аномалии. Изменения геотермического градиента в галогенных отложениях обусловлены эндотермическими реакциями растворения солей промывочной жидкостью. На термограммах эти отложения выделяются понижением температуры. В рудных, особенно сульфидных отложениях возникают положительные изменения геотермического градиента, обусловленные процессами экзотермического окисления руды промывочной жидкостью. По тем же причинам положительными аномалиями градиента отмечаются угольные пласты. Существует ряд факторов, позволяющих использовать термометрию для контроля технического состояния скважин. Это притоки пластовой и поглощение промывочной жидкостей, затрубная циркуляция вод, экзотермический процесс затвердевания цементного камня.

Метод искусственного теплового поля основан на изучении изменения во времени теплового поля, искусственно созданного в скважине. Различная скорость изменения температуры обусловлена дифференциацией горных пород по температуропроводности или наличием притоков, поглощений и затрубной циркуляции жидкости. Искусственные аномалии теплового поля в скважине могут быть созданы путем заполнения ствола промывочной жидкостью с температурой, отличающейся от температуры пород, или нагреванием жидкости в результате экзотермической реакции затвердевания цемента. Метод искусственного теплового поля применяют для контроля разработки нефтегазовых месторождений или при изучении технического состояния скважин.

Измерение естественных полей выполняют:

- в установившемся режиме с целью определения естественной температуры пород, геотермического градиента, геотермической ступени;

- в неустановившемся режиме для сопровождения бурения и каротажа - определения температурного режима работы бурового инструмента и скважинных приборов;

- получения информации для учёта температуры при интерпретации данных каротажа.

Геотермические исследования проводят только на спуске прибора после пребывания скважины в покое не менее 10 суток. Более точный промежуток времени устанавливают для района опытным путем; реально он может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. В скважине не должно быть перелива, газопроявлений, затрубного движения. Схема выделения затрубной циркуляции по данным термометрии показана на рисунке 3.

Рисунок 3. Схема выделения затрубной циркуляции по данным термометрии: 1- цемент, 2-порода

Цементометрия скважин. Цементирование затрубного пространства необходимо для крепления ствола скважины и изоляции пластов. Главная цель цементирования скважин - надежное перекрытие всех дебитирующих и поглощающих горизонтов, предотвращение возможных перетоков, а также формирования глубоких зон проникновения в коллекторах.

Ведущая роль принадлежит акустическому методу, методика которого и аппаратура постоянно совершенствуется. В настоящее время контроль качества цементажа на основе АК оформился в самостоятельное направление акустических исследований, которое получает хорошее теоретическое обоснование, программное обеспечение и специализированную аппаратуру (широкополосная, многочастотная, с регистрацией полной волновой картины и др.). скважина инклинометрия кавернометрия цементирование

Контроль качества цементирования проводят с целью определения местоположения цемента в затрубном пространстве, выявления дефектов (трещин и раковин) в цементном камне, участков неудовлетворительного контакта на границе цемент-порода. Для определения местоположения цемента в затрубном пространстве применяют термометрию, метод радиоактивных изотопов, основанный на регистрации гамма-излучения радиоактивных изотопов, добавленных в цементный раствор при его приготовлении, плотностной гамма-гамма-метод и некоторые модификации акустического метода.

На рисунке 4 показан пример определения уровня подъема цемента по данным термометрии и ГГК-П.

Рисунок 4. Пример определения уровня подъема цемента по данным термометрии и ГГК-П.

Для определения высоты подъёма цемента за обсадной колонной измерения проводят от устья до забоя скважины после затвердевания цемента, но не позже чем через двое суток после цементирования колонны для нормально схватывающихся цементов и через 15-20 ч для быстросхватывающихся цементов. Запрещается проведение любых работ в скважине перед измерениями во избежание нарушения температурного режима.

Дефектометрия обсадных колонн (ОК) имеет целью контроль состояния обсадных колонн и выявление их дефектов. К характеристикам ОК, опущенных в скважину, относятся; внутренний диаметр колонн, толщина стенок, местоположение муфтовых соединений и участков нарушения целостности труб в результате перфорации, трещин и коррозии, местоположение "прихватов" труб горными породами.

Для контроля состояния ОК применяют механические, радиоактивные, индуктивные и оптические методы.

Дебитометрия и расходометрия скважин. Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе скважины, фиксируются глубинными расходомерами и дебитомерами. Расходомерами измеряют расходы воды, нагнетаемой в скважину. Дебитомерами - притоки нефти, газа и их смеси с водой. Расходомеры отличаются от дебитомеров диаметром корпуса глубинного прибора. У расходомеров он больше, чем у дебитомеров, поскольку первые предназначены для измерения больших объемов жидкости в нагнетательных скважинах - от 2000 до 5000 м ³/сут. Дебитомеры и расходомеры делятся на механические и термокондуктивные,

- по способу регистрации - на автономные (регистрация сигналов осуществляется внутри прибора) и дистанционные (сигналы для регистрации передаются по линии связи на поверхность),

- по условиям измерений на пакерные и беспакерные.

В механических дистанционных дебитомерах и расходомерах обычно используются преобразователи скорости вращения турбинки в электрические сигналы, приборы с автономной регистрацией используют как турбинные так и поплавково-пружинные датчики. Работа термокондуктивных дебитомеров и расходомеров основана на определении количества тепла, отдаваемого непрерывно нагреваемым телом, которое помещено в поток жидкости или газа. По количеству отдаваемого тепла судят о линейной скорости потока, которая связана с объемным расходом жидкости.

Разработано много различных типов механических дебитомеров и расходомеров турбинного типа, которые отличаются в основном конструкцией пакерирующего устройства.

Механический дебитомер (расходомер) представляет собой тахометрический преобразователь скорости потока жидкости или газа. Чувствительным элементом служит турбинка, вращающаяся набегающим потоком флюида. Скорость вращения турбинки преобразуется в электрические сигналы с помощью магнитного прерывателя тока. Скорость вращения турбинки пропорциональна величине измеряемого дебита жидкости или газа. Следовательно, чем выше дебит, тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Контактный магнитный прерыватель тока обеспечивает стабильную работу прибора при скорости вращения турбинки до 3000 об/мин. Частота импульсов, поступающих по линии связи на поверхность, преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину наряжения, которая фиксируется регистрирующим прибором. Существуют следующие типы глубинных дебитомеров и расходомеров РГТ-1, ДГД-6Б, РГД-2М, РГД-3, РГД-4, РГД-бГ. Принцип работы этих приборов одинаков, а различаются они конструкциями пакерирующих устройств и способами их управления.

Список литературы

1. Андреев, А.Ф. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности / А.Ф. Андреев, В.Ф. Дунаев, В.Д. Зубарева, и др.. - М.: Олита, 2014. - 67 c.

2. Берс, Л. Математические вопросы дозвуковой и околозвуковой газовой динамики / Л. Берс. - М.: [не указано], 2010. - 257 c.

3. Бобрицкий, Н.В. Основы нефтяной и газовой промышленности / Н.В. Бобрицкий. - М.: Книга по Требованию, 2012. - 202 c.

4. Богоявленский, О.И. Методы качественной теории динамических систем в астрофизике и газовой динамике / О.И. Богоявленский. - М.: [не указано], 2013. - 5 c.

5. Булатов, А.И. Заканчивание нефтяных и газовых скважин. Теория и практика / А.И. Булатов, О.В. Савенок. - М.: Просвещение-Юг, 2010. - 121 c.

6. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - М.: Academia, 2015. - 175 c.

7. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - М.: Академия, 2010. - 141 c.

8. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - М.: Академия, 2013. - 221 c.

9. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - М.: Академия, 2010. - 42 c.

10. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: моногр. / Ю.В. Вадецкий. - М.: Академия, 2011. - 153 c.

11. Васильченко, Анатолий Новые технологии в строительстве нефтяных и газовых скважин / Анатолий Васильченко. - М.: LAP Lambert Academic Publishing, 2012. - 112 c.

12. Володченко, К.Г. Колонковое бурение / К.Г. Володченко. - М.: Госгеолтехиздат, 2015. - 13 c.

Размещено на Allbest.ru