Геолого-технологические методы иследования скважин

где dH – начальный диаметр скважины, при котором напряжение, снимаемое с резистора R1 или с резистора в измерительной диагонали моста сопротивлений, равно нулю;

С – постоянная каверномера. Величины dH и С определяют в результате калибровки каверномера. 

3.4. контроль состояния обсадной колонны

     Контроль  состояния обсадной колонны осуществляется с помощью индукционного дефектомера  ДИ-1. Индукционный дефектометр основан на электромагнитном способе индикации повреждений в обсадочной колонне. При таком способе в трубу помещают зонд, включающий генераторную катушку для возбуждения в колонне вихревых токов и приемную (измерительную) катушку, служащую для измерения индуцированной э.д.с. Однако в данном случае э.д.с. на выходе измерительной катушки зависит не только от внутреннего диаметра d колонны, но и от магнитной проницаемости µ и электропроводности  γ материала колонны и толщины её стенок, а также от повреждений колонны (трещин, разрывов и т.п.). Обилие факторов, от которых зависит э.д.с. на выходе измерительной катушки, затрудняет интерпретацию полученной информации.

      Если  измерять действительную и мнимую составляющие напряжения на выходе измерительной катушки при изменении различных факторов, то можно увидеть, что вектор напряжения, вызванной продольной трещиной в трубе (вектор Тр), образует достаточно большие углы с вектором напряжения, обусловленном влиянием диаметра колонны и её магнитной проницаемости (вектором d, µ) и с вектором напряжения, обязанным изменению электропроводности колонны (вектором γ). Для исключения совместного влияния этих факторов провести скалярное умножение вектора d, µ и вектора γ на единичные векторы, расположенные под углом 90º к указанным векторам. В первом случае э.д.с. на выходе измерительной катушки   будет зависеть от величины  γ и от наличия трещин. Поскольку величина γ для конкретной колонны меняется в небольших пределах, при регистрации этой э.д.с. будет записываться диаграмма порывов и трещин в колонне. Во втором случае э.д.с. будет зависеть от величин d, µ и наличия трещин. Поскольку величина µ для конкретной колонны меняется в небольших пределах , от  трещины в основном фиксируется в первом случае, то при регистрации этой э.д.с. будет записываться диаграмма износа и локальных дефектов обсадной колонны.

В индукционном дефектомере  ДИ-1 использованы зонды  двух типов: прямой и дифференциальный. Прямой зонд содержит две цилиндрические катушки, намотанные на каркас из электроизоляционного материала, - одну генераторную  и одну измерительную. Дифференциальный зонд имеет три

катушки – одну генераторную и две симметрично расположенные по отношению к генераторной и встречно включённые измерительные катушки. 
 

3.5. контроль качества перфорации 

   Разрешающая способность индукционного дефектомера  мала и лимитируется размерами дефектов.  Поэтому  он не способен отмечать отверстия  малого диаметра, получающиеся при  перфорации обсадной колонны. Для этой цели используется специальный локатор перфорационных отверстий ЛПО-1.

         Исследования показали, что при индикации  перфорационных отверстий наиболее чувствительны  и помехоустойчивы электромагнитные датчики, выполненные в виде вращающегося постоянного магнита со встречно включенными измерительными катушками на его торцах. Такой датчик достаточно надёжно выделяет отверстия в обсадной колонне диаметром 8 – 10 мм при зазоре между датчиком и колонной до 15 мм.

         Локатор перфорационных отверстии ЛПО-1 представляет собой скважинный прибор, в корпусе которого смонтирован электродвигатель с редуктором, обеспечивающий вращение постоянного магнита с катушками на торцах с частотой порядка 500 об/мин в плоскости, перпендикулярной к оси прибора.

   При прохождении одной из  катушек мимо перфорационного отверстия в обсадной колонне в ней возникает импульс напряжения. Поскольку катушки вращаются сравнительно  быстро, а локатор перемещается вдоль обсадной колонны сравнительно медленно (скорость перемещения прибора не более 150 м/ч), каждое перфорационное отверстие выделяется пачкой последовательных импульсов. Эти импульсы усиливаются, детектиризуются, интегрируются и в виде напряжения постоянного тока поступают на регистрирующий прибор. Поэтому интервал перфорации на диаграмме выделяется последовательностью пиков, число которых соответствует числу перфорационных отверстий. 
 

3.6. контроль качества цементирования скважин 

      После окончания бурения в скважину опускают обсадную колонну (ОК), а пространство между трубами и стенками скважины заливают цементным раствором – цементируют. Целью цементирования является изоляция пластов друг от друга для исключения перетоков воды из водоносных горизонтов в продуктивные пласты. Чаще всего цементируют только нижнюю часть скважины, где расположены эксплуатационные  объекты. Контроль цементирования включает две основные задачи: определение высоты (уровня) подъема цемента за ОК и оценку качества изоляции наиболее важных интервалов разреза. Для решения этих задач применяются термометрический, акустический и гамма-гамма-(плоскостной) методы контроля цементирования.

      Эти методы  контроля цементирования имеют разную физическую основу, поэтому получаемые результаты могут не совпадать. Граница цемент – ПЖ(промывочная жидкость), определяемая по изменению градиента температуры, характеризует уровень подъема цемента независимо от его распределения за ОК, от наличия трещин, каналов и каверн в цементном камне. Поэтому уровень подъема цемента определенный по кривой температуре, лишь косвенно свидетельствует о надежности изоляции. При высокой температуре в скважине, например на больших глубинах, величина температурной аномалии уменьшается, что затрудняет решение задачи.

      По  кривым акустического контроля ОК выделяется как нормально зацементированная, если цемент сцеплен с ней по большей части её периметра. Наличие гидроводных каналов с угловым размером менее 40-50º не отражается на кривых. Низкое качество цементирования отмечается  по кривым акустического контроля независимо от толщины зазора между стенками труб и цемента. Для отнесения интервала в разряд плохо зацементированных достаточен кольцевой зазор в десятые доли миллиметра. Зазоры такой величины иногда возникают за счет загрязненности поверхности труб или за счет химических изменений состава цемента в старых скважинах и обычно не влияют на качество изоляции пластов. Это нужно учитывать при  интерпретации. Вместе с тем результаты акустического контроля практически не зависят от толщины цементного кольца, если она превышает 10-15мм, а также от различия плотности цемента и ПЖ, что является существенным преимуществом по сравнению с гамма-гамма-контролем цементирования. Акустический и гамма-гамма-методы контроля дают более полную характеристику качества цементирования по сравнению с термометрией хотя каждый из них имеет свои достоинства и ограничения. В ряде случаев оба вида контроля  полезно  комплексировать для получения более уверенных данных, особенно при исследовании ответственных объектов. 
 

3.7. Исследования действующих скважин 

   Промыслово-геофизические  исследования являются основным средством контроля за разработкой нефтяных месторождений. В этом плане методами ГИС решаются четыре группы задач:

1. исследование характера насыщения эксплуатационных пластов и процесса вытеснения нефти водой, прослеживание водонефтяного (ВНК) и газожидкостного контроля (ГЖК) контактов в пласте;
2. выделение в эксплуатированном пласте отдающих интервалов, определение профиля притока по колонне и характеристики поступающей из пласта жидкости;
3. оценка надёжности изоляции эксплуатированных пластов, выявление интервалов затрубной циркуляции (перетоков) жидкости из пласта в пласт за ОК;
4. контроль режима эксплуатации скважин – определение газо-нефте-водоразделов в колонне влияния отбора жидкости из скважины, выбор оптимальной глубины спуска насоса и т.д.

   Основной  объём ГИС при контроле за разработкой выполняется в процессе работы скважины. Измерения при этом проводятся через насосно-компрессорные трубы или через межтрубное пространство. С этой целью применяются специальные приборы малого диаметра в комплексе с дополнительным оборудованием устья  скважины для спуска приборов без изменения (или с заданным изменением) гидродинамического режима скважины.  Спуск приборов в скважины, эксплуатирующиеся фонтанным или компрессорным способами, а также в нагнетательные скважины производится через специальный лубрикатор с сальниковым уплотнением кабеля по фонтанным или лифтовым трубам. Воронка этих труб должна находиться выше интервала перфорации пласта, подлежащего исследованию. Спуск приборов в насосные скважины, оборудованные насосами, осуществляется через межтрубное пространство по зазору.  
 

3.8. требования к подготовке буровых для проведения ГИС 

      Для проведения геофизических  и геохимических  исследований буровой бригады должны быть выполнены технические условия на подготовку скважин для проведения геофизических работ и технические условия на подготовку скважины и проведения геофизических и геохимических исследований, указанные в приложениях к «Технической инструкции по геофизическим исследованиям в скважинах».

      К буровой должны быть подведены  подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственный  подъезд каротажной или газокаротажной станции. На буровой должна быть сделана  ровная площадка для установки станции. У края её должен быть смонтирован  специальный щит с рубильником для подключения каротажной или газокаротажной станции к сети переменного тока буровой.

      Подготовка  скважины к проведению геофизических  работ должна обеспечивать беспрепятственный  спуск скважинных  приборов по стволу скважины до забоя в течение всего времени, запланированного для проведения требуемого комплекса исследований. С этой целью ствол скважины на необсаженном интервале необходимо проработать долотом номинального  диаметра, параметры ПЖ привести в соответствие с требованиями геолого-технического наряда (удельное сопротивление ПЖ должно быть не менее 0.8 Ом*м); необходимо обеспечить однородность ПЖ по всему стволу скважины. Не допускается проведение геофизических работ в скважине, заполненной ПЖ с вязкостью более 90с по ПЖ, содержащей более 5% песка или обломков горных пород, также в скважинах, поглощающих (с понижением уровня со скоростью более 15м/ч), переливающих и газирующих.

      При производстве геофизических исследований на скважине должна присутствовать буровая  бригада; начальник каротажной партии может привлекать работников этой бригады к выполнению вспомогательных работ, связанных с проведением геофизических исследований скважин (ГИС). Во время ГИС производство каких либо работ на буровой без разрешения начальника каротажной партии запрещается.

      Для проведения газового каротажа буровая  должна быть оборудована для монтажа  на ней датчика глубин, дегазатора и измерителя объема ПЖ, эвакуированной из скважины. Для установки автоматической газокаротажной станции (АГКС) или автоматизированной геохимической информационно-измерительной системы (АГИС) должно быть предусмотрена ровная площадка на расстоянии 50-60 метров от буровой со стороны желобов и мостиков; Для установки дегазаторов и измерителя объема ПЖ буровая за пределами основания должна иметь желоба прямоугольного сечения длинной не менее 3,5м, шириной 70см,высотой 40см и с наклоном не более 5°; около желоба должно быть оборудовано место для установки шламоотборника.

      В процессе бурения буровая бригада  должна поддерживать номинальные значения напряжения и частоты переменного тока. Перед началом подъема бурильного (после окончания очередного долбления) буровая бригада должна обеспечивать продолжение циркуляции ПЖ до выхода её забойной порции на устье скважины, что фиксируется оператором АГКС или АГИС. Невыполнение этого требования, приводящее к невосполнимой потере забойной информации, должно оформляться актом.

      При проведении газового каротажа рекомендуется  воздерживаться от добавок нефти  и нефтепродуктов в ПЖ, так как  при этих добавках существенно снижается метода газового каротажа, особенно при прогнозной оценке характера насыщения пласта.

      Начальник газокаротажного отряда или сменный  инженер-оператор автоматической газокаротажной станции (АГКС) или АГИС при получении информации о притоке ПФ в скважину или о поглощении фильтрата ПЖ в пласт должен немедленно сообщить об этом буровому мастеру или бурильщику и зафиксировать в журнале оператора наличие притока или поглощение с указанием даты, времени, глубины скважины и интенсивности притока или поглощения (в л/с), а также указать принятые меры.

      При вскрытие нефтегазоносного пласта начальник  газокаротажного отряда или сменный  инженер-оператор должен провести предварительную  прогнозную оценку характера насыщения  пласта и, если пласт характеризуется как потенциально продуктивный немедленно сообщить об этом промыслово-геофизической организации и геологической для оперативного проведения детальных геофизических исследований и опробования вскрытого пласта.