Новый способ и технология каротажа

     с использованием меченых веществ

Ниже приведены краткие сведения о новом способе и технологии каротажа с использованием меченых веществ с одновременным снижением биологической опасности и сохранением экологической чистоты, суть которого заключается в активации контрастных добавок непосредственно в заколонном пространстве скважин потоком нейтронов с помощью приборов импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) через обсадную колонну.

Технология проведения ГИС предусматривает:

· снятие фоновых кривых гамма – каротажа (ГК) перед закачкой ремонтных смесей за обсадную колонну;

· дополнительное введение в ремонтные тампонажные составы меченых веществ или контрастных добавок (например, NaHCO₃, Na₂CO₃ и т.п.);

· закачку их за обсадную колонну;

· ожидание затвердевания (полимеризации) тампонажных составов;

· подготовку скважины к проведению геофизических исследований (промывку, шаблонирование и т.п.);

· активацию контрастных добавок потоком нейтронов с помощью приборов ИННК;

· повторное проведение гамма – каротажа, выделение аномальных зон и оценку технического состояния скважин путем сравнения фоновых и повторных кривых ГК.

Таким образом, оказывается возможным определение путей распространения ремонтных составов за эксплуатационными обсадными колоннами и оценка эффективности проведения ремонтных работ (по характеру их распространения). Новые технические решения разработаны проф. Климовым В.В., составили предмет изобретения и защищены патентом России № 2199007.

Испытания нового способа определения высоты подъема и путей распространения ремонтных составов за обсадной колонной производились в скважинах Краснодарского ПХГ при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) и показали его высокую эффективность. Закачка ремонтного тампонажного состава (конденсато-бентонитовой смеси с добавками Na₂CO₃) производилась через специальные технологические отверстия в обсадной колонне, выполненные в интервале 1000–1001 м.

На рисунке 3.36 показаны кривые распределения гамма-активности (до и после активации ремонтного состава соответственно) в одной из скважин Краснодарского ПХГ, из которых следует, что его закачка привела к формированию за эксплуатационной колонной тампона в интервале 969–1016 метров, что обеспечило надежную герметизацию заколонного пространства скважины в течение нескольких лет.

 

Рис. 3.36. Определение путей распространения

герметизирующих составов в заколонном пространстве скважин

Метод термометрии

 

Метод термометрии основан на изучении естественных и искусственных тепловых полей в установившихся и неустановившихся режимах и применяется в практике проведения геофизических исследований скважин на нефтегазовых месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ) для решения широкого круга задач.

Область применения метода – определение геотермического градиента Г, расчленение разреза скважин по тепловым свойствам пород, выделение полезных ископаемых (газ, нефть, каменный уголь, сульфиды, каменная соль), изучение глубинной тектоники района исследований. Термические исследования, так же как и радиоактивные, могут проводиться и в необсаженных и в обсаженных скважинах.

При проведении исследований в установившихся режимах измеряется естественная температура пород, определяется геотермическая ступень, геотермический градиент и температурные аномалии вдоль оси скважины, обусловленные:

· литологией;

· движением пластовых вод;

· межпластовыми перетоками флюидов по границам колонна – цемент – порода и по каналам в цементном камне;

· притоком флюидов в скважину и т.п.

В неустановившихся режимах и при изменении режима работы скважины проводятся исследования по определению:

· высоты подъема цемента;

· интервалов прострела (перфорации) эксплуатационных колонн;

· мощности продуктивных пластов;

· наличия притока продукции из каждого горизонта и момента включения новых работающих интервалов при их совместной эксплуатации;

· термодинамического состояния газожидкостной смеси в процессе работы скважины при разных дебитах;

· мест негерметичности (утечек) в эксплуатационной колонне или НКТ;

· перетоков флюидов за эксплуатационной колонной (и интервалов внутриколонных перетоков);

· профиля приемистости нагнетательных скважин и т.д.

Такой широкий круг задач, решаемый с помощью метода термометрии, требует учета всей совокупности факторов, влияющих на результаты исследований.

В зависимости от измеряемой величины различают 2 модификации метода:

· обычную термометрию, при которой измеряют температуру окружающей среды;

· дифференциальную термометрию, когда измеряют разность температур.

В свою очередь, дифференциальную термометрию подразделяют на аномалий – термометрию (измерение отклонений температуры Δ Т от некоторого среднего значения) и градиент-термометрию (измерение разности температур двух датчиков, разнесенных на фиксированное расстояние).

Достоверность результатов геотермических исследований зависит от многих факторов: подготовки скважины к проведению исследований; теплопроводности флюидов, заполняющих скважину; технических характеристик скважинных термометров; технологии проведения и др.

Особо отметим, что необходимое время выдержки скважины в покое для получения установившегося температурного режима в необсаженных скважинах зависит от разности первоначальных температур окружающих горных пород –  и промывочной жидкости – , а также диаметра скважины – D. С увеличением разности температур и диаметра скважины возрастает и необходимое время нахождения ее в покое (без циркуляции и перемешивания), т.е. в простое. В таблице 3.8 приведены данные о необходимой выдержке скважин (в сутках) для определения температуры горных пород с точностью до 0,5 °С.

Таблица 3.8

 

Данные о необходимой выдержке скважин

 

Разность температур t гп – t пж в °С	Диаметр скважины, дюймы
	4	6	7^3/4	9^3/4	11^3/4	13^3/4
5	0,5	1,2	1,8	3,0	4,5	6,5
10	1,0	2,3	4,0	6,0	9,0	12,0
20	2,1	5,0	8,0	12,0	18,0	26,0
50	5,5	12,0	20,0	30,0	43,0	64,0

 

Тепловое сопротивление горных пород значительно больше теплового сопротивления металлов, в частности тепловое сопротивление железа в 40–80 раз меньше теплового сопротивления глин. Поэтому можно сделать обоснованный вывод о том, что при проведении геотермических исследований в обсаженных скважинах время выдержки их в покое должно быть таким же как и в необсаженных.

Технология проведения геотермических исследований должна предусматривать выбор оптимальной скорости движения термометров – n в зависимости от их тепловой инерции – t, а для обеспечения возможности сопоставления результатов исследований, выполненных разными термометрами, – произведение t на n должно сохраняться постоянным. В таблице 3.9 приведены допустимые значения скорости n для различных значений t.

 

Таблица 3.9

 

Допустимые значения скорости n от t

 

t, с	£ 0,5	0,5–1,0	1,0–2,0	2,0–4,0	> 4,0
n, м/ч	1000	800	600	400	300

 

Точность измерений температуры также может быть снижена из-за тепловой инерции термометров, которая изменяется в зависимости от теплопроводности флюидов, заполняющих скважину. Так, если тепловая инерция термометров в воде составляет              1 с, то в нефти – 2 с, а в газе –25 с, что необходимо учитывать при проведении исследований.

Для измерения температур в скважинах чаще всего используют дистанционные электрические термометры, представляющие собой (в общем случае):

· датчик температуры, включенный в мостовую измерительную схему или схему генератора электрических колебаний, частота которого изменяется в функции температуры;

· усилитель – формирователь сигналов для передачи их на земную поверхность по каротажному кабелю;

· наземный блок обработки информации, источник питания и регистрирующую аппаратуру.

Однако серийные скважинные термометры, разработанные для нефтяных скважин, в целом ряде случаев не могут быть эффективно использованы в газовых скважинах, поскольку они:

· не обладают достаточной точностью измерений из-за перегрева их термочувствительных элементов в газовой среде;

· обладают значительной тепловой инерцией, что приводит к «размазыванию» или пропуску температурных аномалий, обусловленных миграцией газа за эксплуатационными колоннами;

· не обладают достаточной чувствительностью.

Так, при малых объемах перетоков газа за обсадными колоннами, значения термоаномалий малы и находятся в пределах основной погрешности серийных термометров. (Попутно отметим, что в большинстве серийных термометров функции преобразования температуры в электрический сигнал и передачи его по каналу связи – каротажному кабелю совмещены и, для получения приемлемой чувствительности, требуется значительный уровень мощности, рассеиваемой на термочувствительных элементах. Это приводит к изменению градуировочных характеристик термометров, снижению их точности и разрешающей способности).

Следует особо отметить, что выделение работающих интервалов в горизонтальных скважинах методом термометрии является еще более сложной задачей. Для этого необходимы термометры, обладающие очень высокой чувствительностью и точностью, стабильностью характеристик и малой тепловой инерцией.

Поэтому метод термометрии при проведении «тонких» работ с применением серийных термометров неэффективен из-за изменения их градуировочных характеристик в различных средах, недостаточной точности измерений и недостаточной чувствительности. (Для исследования скважин на Осиповичском ПХГ оказалась необходимой разработка специальных термометров с погрешностью измерения температуры 0,05 °С и чувствительностью 0,002 °С).

В последние годы в России и за рубежом нашли применение волоконно-оптические приборы для исследования стационарных и нестационарных тепловых полей в скважинах по всей длине интересующего интервала глубин в реальном масштабе времени, в которых распределенным датчиком температуры является волоконно-оптический кабель. Работа приборов базируется на анализе прохождения по оптическому волокну световых импульсов генерируемых лазером, рассеивание которых зависит от температуры. Так, система LigtSense 400 предназначена для постоянного измерения распределенной температуры по стволу скважины. Система использует кабель с 4 световодами. Каждый световод образует один канал, по которому можно производить считывание данных со 100 точек. Первичные преобразователи для измерения температуры не требуются. Отсчеты проводятся каждую секунду по всем 400 каналам. По данным компании Saubeus Sensor System разрешающая способность измерительной системы равна 0,25 °С, а абсолютная точность измерения температуры –0,5 °С. Используемый кабель с оплеткой из нержавеющей стали рассчитан на работу при давлении до 70 МПа в интервале температур от –25 до 250 °С. Длина оптико-волоконного кабеля может достигать 12 км, а расчетное время его работы – 10 лет.

Оптико-волоконные измерители температуры обладают весьма важными качествами:

· обеспечивается регистрация температуры вдоль всего оптико-волоконного кабеля;

· измерения могут производиться в процессе добычи и при проведении в скважине технологических операций;

· возможен непрерывный температурный мониторинг в добывающих скважинах.

Однако их применение для решения «тонких» задач (например, для выявления перетоков газа в заколонном пространстве скважин) сдерживается, поскольку тепловые эффекты, обусловленные движением газа, находятся в пределах основной погрешности измерений.

Новая концепция построения скважинных термометров, суть которой заключается в разделении функций преобразования температуры в электрический сигнал и передачи его по каротажному кабелю, предложена проф. Климовым В.В. (патент на изобретение № 2193169). Она позволяет повысить точность и чувствительность скважинных термометров за счет:

· резкого снижения мощности, рассеиваемой на термочувствительных элементах и, следовательно, уменьшения их перегрева относительно температуры окружающей среды;

· стабилизации напряжения питания и применения усилителя сигналов разбаланса мостовой измерительной схемы;

· применения импульсного преобразователя, исключающего негативное влияние каротажного кабеля.

Блок схема высокочувствительного малоинерционного скважинного термометра ВМСТ-1, разработанного согласно предложенных технических решений, приведена на рисунке 3.37.

 

 

Рис. 3.37. Блок схема скважинного термометра:

1 – измерительный мост с термочувствительными элементами Rt₁ и Rt₂,

включенными в противоположные плечи мостовой схемы;

2 – стабилизатор напряжения питания; 3 – усилитель сигналов разбаланса;

4– балластный резистор стабилизатора напряжения питания;

5 – импульсный преобразователь; 6 – конденсатор связи выхода

импульсного преобразователя с каротажным кабелем;

7 – каротажный кабель; 8 – резистор нагрузки каротажного кабеля

со стороны наземной панели; 9 – конденсатор связи каротажного кабеля

с блоком обработки информации

На рисунке 3.38 приведены результаты сопоставительные испытаний термометра ВМСТ-1 с серийным термометром типа          ТР7-341 в одинаковых условиях и в реальной скважине, где приведены показаны фрагменты термограмм, характеризующих реакцию термометров ТР7-341 (кривая слева) и ВМСТ-1 (кривая справа) на скачок температуры в момент перехода из воздуха в воду.

 

 

Рис. 3.38. Результаты сопоставительные испытаний опытного

образца скважинного термометра ВМСТ-1

с серийным термометром типа ТР7-341

 

Сопоставление кривых указанных термометров позволяет сделать вывод о том, что тепловая инерция термометра ТР7-341 многократно (в 12 раз) превышает тепловую инерцию термометра ВМСТ-1 (скачок температуры в момент перехода оказывается «размазанным» по глубине скважины, тогда как ВМСТ-1 четко зарегистрировал момент перехода практически горизонтальным участком кривой).

Предложенные технические решения открывают перспективы решения различных «тонких» задач методами естественного и искусственного теплового поля.