Методи виявлення дефектів

Перед ремонтно-лагодильними роботами здійснюється визначення місця дефекту в експлуатаційній колоні, його характеру і глибини роз­міщення.

Якщо експлуатаційна колона зім'ята (див. вище), то обстеження стовбура свердловини печатками може дати необхідні вхідні дані. Але в більшості випадків воно не є інформативним щодо шляхів обводнення, оскільки місце припливу води неоднозначно пов'язано із деформованою ділянкою обсадної колони [392].

Дефекти в кріпленні свердловини визначають методами гамма-товщинометрії та гамма-каліброметрії, які призначені для діагностування обсадної колони труб, і цементометрії (акустичної і гамма-густинної), що дає змогу оцінити стан цементного каменю. Для визначення технічного стану обсадних колон застосовують методи акустичного сканування, трубної профілеметрії та термометрії, а також метод свердловинного телебачення. Контроль якості цементування свердловин здійснюється методами гамма-гамма дефектометрії-товщинометрії, гамма-гамма цементометрії та акустичного контролю.

Визначення технічного стану обсадних колон У процесі дослідження стану пошкоджень обсадної колони труб важ­ливо визначити зміну її геометричних розмірів. Товщину стінки обсадних труб у свердловині визначають гамма-товщиноміром, а внутрішній діа­метр їх - гамма-каліброміром. Ці способи основані на реєстрації розсія­ного гамма-випромінювання, щільність якого в першому випадку залежить

від товщини стінки труби, а в другому - від товщини кільцевого зазору між внутрішньою стінкою обсадної колони і зовнішньою стінкою приладу.

Метод акустичного сканування внутрішньої поверхні обсадної колони оснований на реєстрації характеру зміни відображеного від внут­рішньої поверхні труб експлуатаційної колони акустичного імпульсу, що виходить із свердловинного приладу.

Сканування внутрішньої поверхні колони акустичним сканером і отримувана при цьому діаграма являє собою акустичне зображення стінок колони в розгорнутому вигляді. Враховуючи те, що оператор має змогу візуально спостерігати за станом колони, акустичне сканування за ефективністю максимально наближене до прямих методів дослідження свердловин.

Технічні особливості методу:

а) діапазон внутрішнього діаметра досліджуваних свердловин 125-
300 мм;

б) максимальна довжина каротажного кабелю при дослідженнях
4200 м;

в) досліджувана свердловина може бути заповнена водою будь-якої
мінералізації, нафтою або промивною рідиною з густиною не більше
1250 кг/м³ без обважнювальних додатків та бульбашок газу;

г) резонансна частота випромінювання 1 МГц;

ґ) частота зондувальних ультразвукових посилань 1, 4 кГц;

д) швидкість обертання випромінювача 3-5 об./с.
Застосовується метод акустичного сканування (табл. 4.1) з метою:

а) виявлення дефектів на внутрішній стінці обсадної колони; б) визначення місцезнаходження і кількості перфораційних отворів; в) визначення місце­знаходження муфтових з'єднин.

Таблиця 4.1 - Характеристика приладу для акустичного сканування труб

Ефективним методом виявлення пошкоджень обсадних труб - роз­ривів, роз'єднань, зім'ять та зносу внутрішньої поверхні - може слугу­вати трубна профілеметрія (прилад ПТС-4), в основу якої покладено вимірювання геометричних характеристик внутрішнього профілю труби (табл. 4.2).

Таблиця 4.2- Характеристика приладу ПТС-4

При визначенні технічного стану експлуатаційної колони приладом ПТС-4 проводиться одночасна неперервна реєстрація восьми радіусів з високою роздільною здатністю, що дає змогу оцінити ступінь зносу колони, її еліпсоподібність.

Технічні особливості методу трубної профілеметрії такі: а) управління приводом важельної системи є багатократним; б) діапазон вимірювання восьми радіусів від 55 до 170 мм; в) похибка вимірювання радіусів не більше 1, 2 мм.

Застосовується метод трубної профілеметрії з метою: а) визначення інтервалів та характеру зім'яття обсадних колон; б) виділення нещільно скручених муфтових з'єднин; в) визначення внутрішнього діаметра колони; г) виділення інтервалів перфорації, зон корозії та зносу обсадної колони; ґ) визначення форми перерізу обсадної колони.

Термометрія є одним із основних методів у повному комплексі дос­лідження свердловин в процесі контролю за розробкою нафтових родо­вищ. Дані термометрії використовуються при вирішенні практично всіх задач контролю.

У процесі контролю технічного стану свердловин термометрія засто­совується для виявлення затрубних циркуляцій та визначення місць негерметичності обсадної колони і ліфтових труб.

Підприємство „Тюменьпромгеофизика" розробило значний арсенал сучасної свердловинної апаратури (табл. 4.3), що дає змогу виконувати геофізичні дослідження методом термометрії.

Технічні особливості цього методу: а) діапазон вимірювання темпера­тури 0-120°С; б) діаметр досліджуваних свердловин 60-750 мм; в) глибина досліджуваних свердловин 4000 м.

Таблиця 4.3 - Характеристика приладів для термометрії

Застосування методу термометрії полягає в наступному: а) виявлення затрубних циркуляцій рідини; б) визначення місць порушення герме­тичності обсадної колони і ліфтових труб; в) виявлення працюючих інтервалів перфорованих пластів; г) виявлення інтервалів обводнення перфорованих пластів незалежно від мінералізації води, що обводнює пласт; ґ) визначення висоти підняття цементу в обсадних колонах.

Додатково для визначення лінійних розмірів і форми порушень обсадної колони використовують свердловинний акустичний телевізор (CAT).

У свердловинному телебаченні використано спосіб дистанційного фо­тографування (сканування) кругової панорами (розгортай) стінки обсад­ної колони труб (внутрішньої поверхні свердловини) методом ультра­звукової ехолокації. Цей спосіб реалізовано в апаратурі CAT (свердловин­ний акустичний телевізор), що складається із свердловинного приладу та наземних блоків. У свердловинному приладі ультразвукові імпульси від обертового п'єзоелектричного перетворювача через акустично прозору перегородку в корпусі приладу попадають на стінку обсадної колони, і, відбиваючись від неї, приймаються тим же перетворювачем, а після відпо­відного оброблення в радіоелектронній частині приладу передаються на по­верхню по геофізичному кабелю в формі електричних сигналів. Змодельо-вані ними промені кінескопа наземної частини апаратури засвічують лінії на фотоплівці, що протягується повз нього, утворюючи неперервне зоб­раження стінки обсадної колони. За наявності дефектів на стінках колони вони, відповідним чином, висвічуються на діаграмі акустичного телевізора.

Під час діагностування технічного стану обсадної колони труб на діаграмах, звичайно, впевнено виділяються інтервали корозійного зносу труб у муфтових з'єднинах і безпосередньо вздовж стінки труб, чітко фіксуються перфораційні отвори і руйнування стінки труб внаслідок перфорації, відмічаються каверни в тілі труби тощо.

Для виявлення характеру пошкоджень кріплення свердловини, яке при­звело до порушення нормального режиму роботи свердловини, можна та­кож використати знімки, котрі ілюструють різні руйнування труб - від щі­линних отворів і ділянок розбурювання металу до суцільного обриву труби.

Дослідження у свердловинах із застосуванням акустичного теле­візора проводять, звичайно, в інтервалах, де на основі результатів геофі­зичних досліджень потокометричними методами можна очікувати наяв­ність дефектів у кріпленні. Проведення досліджень можна здійснити за таких умов: свердловина заповнена нафтою або водним розчином густи­ною не більше 1250 кг/м³; діаметр колони 125-300 мм; гідростатичний тиск до 60 МПа; температура навколишнього середовища до 120°С.

Технічна характеристика апаратури CAT

Габарити свердловинного приладу з центраторами у зборі, мм:

довжина 3360
діаметр максимальний (з повністю

розкритими центраторами) 400

діаметр мінімальний 100

Маса свердловинного приладу, кг 120
Масштаб отриманих фотографій по вертикалі 1: 50, 1: 100, 1: 200.

Таблиця 4.4- Характеристика свердловинного акустичного телевізора

Таблиця 4.5- Технічна характеристика приладу CAT

Вдосконалена апаратура CAT характеризується даними табл. 4.4, 4.5 [316]. Параметри відображеного сигналу (амплі­туда і час поширення) дають змогу визначити якість і/або наяв­ність дефектів на досліджуваній поверхні. Вимірювальний блок, виконаний на основі цифрового сигнального процесора (ЦСП) і мікросхем програмованої матричної логіки (ПЛІС), проводить реєстрацію, накопичення та первинне оброблення даних. Пакети даних через блок телеметрії передаються на станцію верхнього рівня, де на моніторі оператора будується двовимірна картина внутрішньої поверхні свердловини. Програмне забезпечення верхнього рівня (ПЗ) здійснює керування приладом, приймання пакетів, запис у базу даних, вторинне оброблення та візуалі-зацію результатів.

Акустичний телевізор для контролю технічного стану об-садних колон АВК-48М (рис. 4.2) призначений для отримання візуального зображення внутрішньої поверхні колони з метою оцінки наявності і положення шорсткості, корозії, отворів, щілин і муфтових з'єднин (розробка інституту ВНИИГИС с ОЗГА, Октябрский, Башкортостан).

Він має такі переваги: а) дає точний візуальний образ внут­рішньої поверхні обсадної колони, що уможливлює оцінку її тех­нічного стану; б) забезпечує високу точність ідентифікації дефектів за їх типом І оцінку їх розмірів як за простяганням, так і за глибиною; в) здійснює оброблення і вивід інформації в реаль-

Рис. 4.2- Схема акустичного телевізора для контролю технічного стану обсадних колон АВК-48М

ному масштабі часу у цифровій формі, чим досягається висока опера­тивність; г) забезпечує високу достовірність інформації за рахунок подан­ня її в різних режимах, котрі вибираються за допомогою програм оброб­лення на ПЕОМ.

До складу апаратури входять блок локатора муфт, блок азимута, блок електроніки, блок акустичного давача.

Апаратура розрахована на роботу з каротажним кабелем КГЗ-70-180 довжиною до 3500 м і каротажною станцією, яка оснащена ПЕОМ.

Технічна характеристика телевізора АВК-48М

Параметри відображеного сигналу, що реєструються амплітуда, час

Спосіб введення, оброблення і виведення інформації цифровий на ПЕОМ

Спосіб подання інформації у вигляді розгортай

свердловини 0-360° Максимальна кількість кольорових градацій

при виведенні параметрів, шт. 16

Максимальний робочий тиск, МПа 120

Максимальна робоча температура, °С 60
Габаритні розміри апаратури, мм:

діаметр 48

довжина 1700

Максимальна швидкість каротажу, м/год 800

Діапазон діаметрів досліджуваних колон, мм 150-250

Фактичні інтервали перфорації експлуатаційної колони можна виявити локатором муфт і перфораційних отворів (ЛМ) та макрокаверно-міром (МКВ), а ступінь деформації колони - товщиноміром і макрока-верноміром. Дані про товщину та внутрішній діаметр обсадних колон, що одержуються із застосуванням цих приладів, необхідні і для інтерпретації діаграм радіоактивного каротажу та цементограм гамма-гаммакаро-тажу, результатів вимірювань дебітоміром тощо.

Оцінка стану цементного каменю

За видом і розмірами дефекти в кріпленні свердловин можна об'єд­нати в дві основні групи: об'ємні і щілинні. Об'ємні дефекти виявляються найбільш впевнено за результатами гамма-густинної цементометрії. Покази акустичної цементометрії зумовлені об'ємними і щілинними дефектами (без їх розділення на види). Тому однозначно класифікувати дефекти і дати їм оцінку дає змогу лише комплексне використання обох методів для дослідження дефектів.

Акустична цементометрія (АКЦ) свердловин основана на здатно­сті твердого тіла (труби, цементного каменю і породи) пропускати крізь себе повздовжні та поперечні хвилі і полягає у вимірюванні згасання

амплітуди повздовжньої пружної хвилі, яка поширюється по обсадній колоні, цементному кільцю і породі від випромінювача до приймача, тобто на певній відстані від випромінювача до приймача [390, 499]. Поглинання енергії залежить, головним чином, від стану цементного каменю за колоною, зокрема від жорсткості його контакту на межі між середовища­ми і від механічної суцільності середовища. В міру поширення пружного імпульсу від джерела до приймача відбувається перерозподіл його енергії і спектра випромінювання між обсадною колоною, цементним каменем і гірською породою. Вихідний акустичний імпульс у залежності від умов на межах контактних середовищ розділяється на пружні хвилі декількох типів, серед яких найбільш інформативними для вивчення якості кріп­лення свердловини є повздовжні хвилі по колоні і породі. При цьому низька інтенсивність коливання хвилі по колоні вказує на наявність жорсткого контакту цементного каменю з поверхнею колони; висока- на відсутність суцільного контакту цементного кільця з колоною або на відсутність твердої речовини (цементного каменю) в затрубному просторі. Реєстра­ція хвиль, які приходять зі швидкістю, що дорівнює або є близькою до швидкості в породі, вказує на відсутність перешкод (зазорів, каналів, розривів, тріщин) на шляху її поширення від джерела до стінки свердло­вини і назад.

Для оцінки якості кріплення свердловини, котра визначається станом контактів цементного каменю з колоною і з породою, а також станом самого каменю, використовують умовний термін - щільність контакту. Стосовно до кожної з меж у затрубному просторі користуються града­ціями: щільний контакт, відсутність контакту і частковий контакт. Щіль­ний контакт на межі цементу з колоною або породою відповідає жорстко­му контакту суцільного цементного кільця з поверхнею колони і стінками свердловини. Під відсутністю контакту цементного каменю з колоною розуміється наявність у затрубному просторі свердловини промивної рідини або незатужавілого тампонажного матеріалу, наявність зазорів і мікрозазорів між стінками колони і цементним кільцем, наявність розриву суцільності цементного кільця. Під відсутністю контакту цементного каменю з породою (зі стінками пробуреного стовбура свердловини) розуміється наявність суцільного зазору між цементним кільцем і стінкою свердловини, наявність глинистої кірки на стінках свердловини, а також тріщин або будь-яких інших дефектів у цементному кільці, які перешкод­жають проходженню сигналу від вимірювального зонда до гірської породи і назад та ослабляють зареєстрований сигнал. Під частковим контактом розуміється наявність каналів та зазорів, що простягаються в радіальній площині, наявність неякісного цементного каменю з низькою міцністю або високою проникністю.

До складу безперервно реєстрованих кривих входять [390, 499]:

А_цк - пікова або сумарна значина амплітуди хвилі в часовому вікні, тривалістю до 100-120 мкс, починаючи з часу першого вступления хвилі по колоні (приблизно через 480 мкс після посилання імпульсу випроміню­вачем). Цей параметр є основним, оскільки відображає величину амплі­туди по вільній (незацементованій) колоні або узагальненої хвилі по колоні, цементному кільці і породі;

А_р - пікова або сумарна значина амплітуди в часовому вікні до 100-120 мкс, починаючи від моменту вступления хвилі по породі. Цей пара­метр реєструється як додаткова інформація;

t_p - час пробігу першого вступления хвилі (повздовжної). У випадку вільної колони t_p включає в себе подвійний час пробігу хвилі по промивній рідині і час по колоні (t_к; у зацементованих інтервалах свердловини -подвійний час пробігу по промивній рідині і цементному кільцю, час поширення узагальненої хвилі по колоні і гірській породі.

Для якісного стану кріплення (щільний контакт) характерним є спів­відношення параметрів:

(4.1)

де v_p v_K - швидкості поширення хвилі відповідно по рідині і колоні.

Для незацементованої ділянки свердловини характерно таке співвід­ношення реєстрованих параметрів:

(4.2)

де А_к - амплітуда хвилі у вільній колоні.

Проти інтервалів розрізу з наявністю дефектів у кріпленні (відсутність контакту) співвідношення параметрів є таким:

(4.3)

У вільній колоні (без цементування) на кривих усіх трьох параметрів чітко фіксуються муфтові з'єднини різкими змінами величини сигналу, відстань між якими кратна довжині труб.

Акустичні цементоміри (АКЦ-1; АКЦ-4; АКЦ-60НВ) можна застосо­вувати за тисків до 40-120 МПа, температур до 190-200°С, діаметрів обсадних труб 80-406 мм, зенітних кутів нахилу свердловини діаметром 146 мм до 50-70°.

Як приклад на рис. 4.3 показано результати акустичної цементометрії [390, 499]. Із цього рисунка видно, що інтервали а, б, в, г характери­зуються відповідно відсутністю цементування колони, частковим кон­тактом, щільним контактом, відсутністю контакту.

Гамма-густинна цементометрія призначена для вивчення стану цементного каменю та якості кріплення свердовини і основана на залеж­ності інтенсивності розсіяного гамма-випромінювання від густин речовин основних середовищ, які оточують свердловину в інтервалі продуктивного

Рис. 4.3- Результати оцін­ки якості кріплення свердловини методом акустичної цементомет­рії: / - промивна рідина; 2 - цемент, який частково дотикається до колони і стінок свердловини; З - це­мент, який щільно контак­тує з колоною і стінками свердловини; 4 - цемент, який не контактує з коло­ною і стінками свердло­вини

розрізу [390, 499]. Оскільки густина цементного каменю (1800-1900 кг/м³) у більшості випадків перевищує густину промивної рідини або води (1000-1300 кг/м³), то навпроти зацементованої частини свердловини інтенсив­ність розсіяного гамма-випромінювання звичайно є значно нижчою, ніж у незацементованому інтервалі.

Основними середовищами, що визначають інтенсивність зареєстро­ваного розсіяного гамма-випромінювання в обсадженій свердловині, є металева колона труб, гірська порода, цементний камінь або рідина в затрубному просторі. Якщо вважати вплив перших двох факторів постій­ним, то покази методу розсіяного гамма-випромінювання будуть зале­жати переважно від товщини шару та густини речовини в затрубному просторі і густини гірських порід. У найбільш поширених конструкціях нафтових і газових свердловин діапазон зміни товщини шару речовини в затрубному просторі може становити від 23, 5 до 63, 5 мм у разі зацемен­тованої колони і від 0 до 127 мм у випадку незацементованої колони.

Великий діапазон зміни густини речовини в затрубному просторі дає змогу оцінювати методом розсіяного гамма-випромінювання дефекти цементування і визначати ексцентриситет обсадної колони відносно стінок пробуреного стовбура свердловини.

За допомогою гамма-густинної цементометрії при дослідженні сверд­ловини можна визначати: а) інтервали, що містять різні за густиною тампонажні суміші; б) характер заповнення затрубного простору тампо­нажним матеріалом; в) ексцентриситет розміщення обсадної колони у свердловині; г) густину речовини в затрубному просторі; ґ) середню за периметром товщину стінки труб обсадної колони; д) місцезнаходження з'єднувальних муфт, центраторів (центрувальних ліхтарів), спеціальних пакерів тощо; є) механічний та корозійний знос труб обсадної колони.

Гамма-густинна цементометрія основана на одному із двох принципів вимірювання інтенсивності розсіяного гамма-випромінювання по кільце­вому периметру обсадної колони. У приладах, в яких реалізується перший принцип, міститься джерело і декілька (2-4) детекторів гамма-випро­мінювання, розташованих рівномірно по периметру приладу симетрично відносно його осі. Детектори взаємно екрановані, кожний з них дає інфор­мацію, яка фіксується у вигляді окремої кривої. Сукупність кривих, запи­саних в однаковому масштабі, є діаграмою гамма-густинної цементо­метрії. Прилад, в якому реалізується другий принцип, складається із джерела і одного детектора. Детектор розташований по осі приладу в кільцевому екрані із свинцю з радіальним вікном, яке має кутовий розмір 30-60°. Екран за допомогою електродвигуна і редуктора рівномірно обер­тається з частотою 6-7 об/хв, за рахунок чого забезпечується реєстрація інтенсивності розсіяного гамма-випромінювання по периметру обсадної колони і по глибині свердловини. Обидва вимірювальні прилади центру­ються відносно осі свердловини, що забезпечує ідентичність геометрич­них і фізичних характеристик усіх зондів у приладах першого типу і неза­лежність їх від кута обертання екрану в приладах другого типу.

Оскільки на результатах вимірювання при гамма-густинній цементо­метрії окрім характеристик середовища в заколонному просторі дається взнаки товщина стінки обсадної колони, деякі види цементомірів містять прилади, що вимірюють цю величину.

Гамма-густинні цементоміри (ЦМТУ-1, ЦМ-8, ЦМ-10, СГДМ-2) можна застосовувати у свердловинах діаметром 146-273 мм при тисках до 30-60 МПа, температурах до 90-150°С, при зенітних кутах нахилу свердловини до 25-50°.

Приклад результатів гамма-густинної цементометрії показано на рис. 4.4 [390]. Із рисунка видно, що при ексцентричному розташуванні колони у свердловині, близької за перерізом до кола, форма кругової

Рис. 4.4- Поперечні перерізи сверд­ловини (а) і діаграми інтенсивності розсіяного гамма-випромінювання / за наявності та відсутності дефек­тів у цементному кільці заколон­ного простору свердловини (б): 1 -промивна рідина; 2 - цемент; З - по­рожнини в цементному камені

діаграми інтенсивності розсіяного гамма-випромінювання близька до синусоїди незалежно від складу за­повнюючої заколонний простір речо­вини, якщо вона однорідна. Інтенсив­ність випромінювання /_рп (розчин-порода) при заповненні заколонного простору рідиною є значно вищою, ніж інтенсивність /_цп (цемент-порода) при заповненні цього простору там­понажним матеріалом. Якщо колона концентрична зі свердловиною, ко­лові діаграми в обох випадках ста­ють близькими до прямих. При цьо­му інтенсивність випромі-нювання у випадку заповнення заколонного про­стору рідиною залишається вищою,

ніж при заповненні цементом.

У разі наявності в цементному камені дефекту у вигляді каналу ко- лова діаграма має форму неправильної синусоїди. Якщо дефект знахо- диться в товстому шарі цементного кільця (віддалено від колони), аси-

метричність синусоїди порушується за рахунок збільшення ширини від'єм­ного періоду, а якщо він прилягає до колони і стінок свердловини - у синусоїди збільшується ширина додатнього періоду.

На рис. 4.5 показано криві гамма-густинної цементометрії для випад­ку руху приладу вздовж свердловини [100]. Розглянуті в попередньому прикладі форми колових діаграм інтенсивності розсіяного гамма-випро­мінювання знаходять відображення на кривих гамма-густинної цемен­тометрії, що реєструються під час руху приладу по свердловині.

При центрованому положенні обсадної колони, якщо речовина в за-трубному просторі однорідна за густиною, відхилення кривої дефекто-грами від середньої значини є невеликими і визначаються статистичними флуктуаціями випромінювання та похибкою вимірювань. Навпаки, при ексцентричному положенні обсадної колони у свердловині, а також при частковому заповненні затрубного простору цементним каменем, коли густина середовища в різних радіальних напрямках є неоднорідною, від­хилення на кривій збільшуються.

Рис. 4.5 - Інформаційні параметри, які використовуються для оцінки якості кріплення свердловини в гамма-густинній цементометрії: 1 - муфтова з'єднина; 2 - промивна рідина; 3 - цемент; 4 - центрувальний ліхтар; 5 - пустота в цементному камені; 6 - пакер; І - інтен­сивність розсіяного гамма-випромінюван­ня; δ -товщина; індекси п, ц, цп позначають відповідно породу, цемент і цемент-породу

Відношення сигналів / _тах / / _тіп зростає при збільшенні ексцентри­ситету обсадної колони, густини порід і зменшується при збільшенні густини середовища в затрубному просторі. Покази / _тіп у значній мірі відображають густину гірських порід, а / _тах - в основному густин-ну характеристику речовини в за­трубному просторі.

Оскільки густина цемен-тного каменю є значно меншою густини гірських порід (2300-2800 кг/м³), то в зацементованій частині сверд­
ловини найвищими величи-намисигналів відмічаються каверни.Мінімальні і макси-мальні величини інтенсив-ності розсіяного гамма-випромінювання в добре зацемен­тованій каверні будуть однакови­ми, оскільки глибинність гамма-густин-ного методу менша товщи­
ни шару цементу в каверні. Покази в разі достатньо великих за роз­мірами каверн І_а можуть служити
доказами для виділення зон з не­повним заповненням за-трубного простору цемент-ним каменем (од­
нобічне заповнення внаслідок екс­центриситету, канали в цементно­му камені), оскільки проти них повинні бути великі відхилення на кривій дефектограми. Покази навпроти інтервалів з неякісним цементуванням будуть також значно вищими, ніж проти добре зацементованих інтервалів.

Для реєстрації товщинограми в гамма-густинному цементометрі міститься спеціальний радіометричний канал із джерелом м 'якого

випромінювання, який має значно менший радіус дослідження, ніж канал дефектометра. Крім товщини стінки обсадної труби на товщинограмі від­мічаються муфтові з'єднини, цементувальні ліхтарі, пакери і пакери-філь-три. Положення у свердловині центрувальних ліхтарів відмічається у вигляді двох викидів, які надходять один за одним, тоді як для муфтових з'єднин характерним є один викид. Інтервали встановлення пакерів і пакерів-фільтрів характеризуюються підвищеним поглинанням розсіяного гамма-випромінювання і тому відмічаються зниженням рівня зареєстро­ваної інтенсивності.

Дослідження з вивчення якості кріплення свердловини виконуються періодично протягом усього часу експлуатації свердловини. Перші дос­лідження проводяться безпосередньо перед здачею свердловини промислу для встановлення дефектів будівництва свердловини або її капітального ремонту. Вони використовуються як фонові вимірювання для вивчення динаміки утворення дефектів за методикою часових досліджень.

На рис. 4.6 показано результати дослідження стосовно до нафтового пласта водоплаваючого покладу [100]. За акустичною цементограмою,

Рис. 4.6- Приклад оцінки якості кріплення свердловини за часовими вимірами акустичним цементоміром: / - глина; 2 - пісковик; 3 - вапняк; 4 - нафта; 5 -вода; 6 - інтервал фільтра; ПС - крива самочинної поляризації; ПО - крива позірного питомого електричного опору

що зареєстрована після завершення будівництва свердловини, по більшій частині продуктивного розрізу відмічається наявність щільного контакту цементного каменю з обсадною колоною. Лише в покрівлі нафтонасиченої частини пласта амплітуда хвилі по колоні має високу значину, що від­повідає частковому контакту. У процесі експлуатації різко зросла і досягла 95% обводненість продукції за дебіту 130 м³/доб. Повторна цементо-грама (середня колонка) свідчить, що у свердловині порушилося зчеп­лення цементного каменю з обсадною колоною в усьому інтервалі про­дуктивного розрізу і відповідно ізоляція інтервалу перфорації від водо­носної частини пласта. Амплітуда акустичної хвилі зросла до значин, які відповідають відсутності контакту цементного каменю з обсадною колоною. Для ізоляції підошовної води нижче інтервалу перфорації у свердловині було проведено тампонаж пласта під тиском. По цементо-грамі, яка зареєстрована після ремонтних робіт, видно, що дефект кріп­лення усунуто успішно, а свердловина стала працювати з попереднім де­бітом за обводненості продукції менше 15%.

Контроль якості цементування

Метод гамма-гамма дефектометрії-товщинометрії оснований на залежності інтенсивності розсіяного гамма-випромінювання від густини речовини, що заповнює затрубний простір обсаджених свердловин в інтервалі дослідження.

За допомогою приладу СГДТ-НВ (табл. 4.6) реєструються пара­метри: а) інтенсивність розсіяного гамма-випромінювання по периметру колони, імп./хв.; б) інтегральна крива, імп./хв.; в) дві селективні криві через 180°, імп./хв.; г) товщина стінки колони, мм [497].

Таблиця 4.6- Характеристика приладу СГДТ-НВ

і--------------------------------------------------------- 1---------------------------------------------------, --------------------------------------------------------.----------------------------------------------------------------------------- 1----------------------------------------------------------------.—-, _—^—, -----------------------------------------------------------------------------------------------------------.

Технічні особливості методу: а) застосовується в обсаджених сверд­ловинах з діаметром колон 146-168 мм і будь-яким типом розчину; б) діа­пазон вимірювання густини 1000-2000 кг/м³; в) діапазон вимірювання тов­щини стінки колони 5-12 мм; г) масштаб глибин 1: 500; 1: 200; ґ) тип джерела випромінювання - Cs¹³⁷ активністю (1, 28±0, 33)10¹⁰ Бк; д) детектор гамма-випромінювання - Nal (ТІ) розміром 30x40 мм з ФЕУ-74А; є) проведення вимірювань у зупинених свердловинах після витягування технологічного обладнання; є) контроль якості цементажу по шести неорієнтованих, утво­рених за рахунок почергового включення трьох пар детекторів.

Застосування методу забезпечує визначення: а) висоти підняття тампонажної суміші в затрубному просторі; б) інтервалів, що містять різні тампонажні суміші (чистий цемент, гельцемент та ін.); в) характеру за­повнення затрубного простору тампонажною сумішшю; г) ексцентриси­тету колони у свердловині; ґ) середньої по периметру товщини стінки труб обсадної колони; д) місця розташування з'єднувальних муфт, центру­вальних ліхтарів, спеціальних пакерів і т. п.

Гамма-товщиномір, який входить до складу комплексного свердло­винного приладу - дефектоміра, дає змогу визначати середню товщину стінки обсадних труб з точністю до ±0, 25 мм, встановлювати місце­знаходження з'єднувальних муфт (замків), центрувальних ліхтарів, інтер­валів перфорації місць прориву колони. Під час безперервного перемі­щення дефектоміра у стовбурі свердловини записується кругова цемен-тограма і товщинограма, а в разі зупинки його на заданій глибині - дефек-тограма, якою характеризуються дефекти за зміною інтенсивності роз­сіяного гамма-випромінювання по колу.

Гамма-гамма цементометрія основана на реєстрації розсіяного гамма-випромінювання чотириканальним центрованим зондом, чотири окремих індикатори якого реєструють випромінювання із секторів з дугою 90°. При цьому реєструються незалежні криві розсіяного гамма-випромінювання в імп./хв. (табл. 4.7).

Таблиця 4. 7- Характеристика приладів для гамма-гамма цементометрії

Застосування цього методу забезпечує: а) визначення висоти піднят­тя тампонажної суміші в затрубному просторі; б) оцінку якості цементу­вання технічних колон і кондукторів свердловин за чотирма неорієнтова-ними азимутальними напрямками (заповнення відсутнє, рівномірне, не­рівномірне, одностороннє і його комбінація - рівномірне / нерівномірне, не­рівномірне / одностороннє).

Технічні особливості методу гамма-гамма цементометрії: а) засто­совується в обсаджених свердловинах діаметром 250-295 мм з будь-яким типом розчину; б) масштаб глибин 1: 500; в) тип джерела випро­мінювання - Cs¹³⁷ з активністю (1, 28±0, 33)10¹⁰ Бк; г) детектор гамма-випромінювання - ВС-8, газорозрядний; ґ) проведення вимірювань у свердловинах після витягування технологічного обладнання; д) вико­ристання витіснювачів промивної рідини.

Акустичний метод контролю якості цементажу оснований на реєстрації повної хвильової картини пружних коливань, що поширюються по колоні, породі і цементу. Зареєстрований хвильовий сигнал оброб­ляється на поверхні для отримання кінематичних і динамічних параметрів, що характеризують якість зчеплення цементу з колоною та породою. При цьому реєструються параметри: а) амплітуда поздовжньої хвилі по колоні, у. од. (коди); б) амплітуда поздовжньої хвилі по породі, у. од. (коди); в) час пробігання поздовжньої хвилі по колоні, мкс; г) фазокореляційна діаграма, мкс; ґ) хвильові картини, мкс.

Технічні особливості цього методу (табл. 4.8): а) застосовується в об­саджених свердловинах діаметром 110-400 мм з будь-яким типом розчи­ну (окрім розгазованого); б) масштаб глибин 1: 500; 1: 200; в) застосову­ється в однозондовій і двозондовій модифікаціях; г) найбільш ефективний при використанні низькочастотних випромінювачів акустичного сигналу; ґ) можливість роботи як в поодинокому режимі, так і в складі модульного складання з модулями гамма-каротажу з давачем тиску і локатора муфт ГМЛ-М та двозондового нейтрон-нейтронного каротажу 2ННК-М.

Таблиця 4.8- Характеристика приладів для акустичного каротажу якості цемен­тування

Застосовується акустичний метод контролю якості цементажу з ме­тою: а) точного відбивання верхнього рівня підняття цементного кільця; б) визначення ступеня зчеплення цементного каменю з колоною; в) виз­начення ступеня зчеплення цементного каменю з породою; г) визначен­ня інтервалів присутності цементного каменю (у т. ч. маломіцного).

Дефекти кріплення колони труб у свердловині, які встановлюються за результатами акустичної і гамма-густинної цементометрії та решти розгля­нутих методів, характеризують тільки ймовірність виникання затрубних циркуляцій рідини і газу за наявності перепаду тиску між пластами. На­явність же затрубних циркуляцій в інтервалах неякісного кріплення сверд­ловини повинна бути підтверджена результатами інших методів, які дають змогу зафіксувати рух рідини чи газу за обсадною колоною труб.