Задачі, які вирішуються за допомогою комплексних геофізичних досліджень в процесі буріння

За допомогою комплексних геофізичних досліджень свердловин у процесі буріння розв’язують наступні задачі:

1) літологічне розчленування розрізу та виділення порід-колекторів;

2) визначення характеру насичення колекторів;

3) оперативне визначення ряду фізичних параметрів порід-колекторів і попередня оцінка їх колекторських властивостей;

4) визначення інтервалів встановлення башмака технічної та експлуатаційної колон;

5) оптимізація процесу буріння для швидкості буріння свердловини з контролем режиму обробки доліт;

6) визначення умов безаварійного буріння свердловин;

7) буріння похило-направлених свердловин за заданим кутом і азимутом;

8) визначення міцності та абразивності гірських порід;

9) контроль процесу цементування свердловини та інші.

 

Припливометрія

Під припливометрією розуміють визначення місць припливів, поглинання та заколонної циркуляції рідини в обсаджених і необсаджених свердловинах. Місце припливів вод у свердловину можуть бути встановлені методом опору, термічними та фотоелектричними методами.

Метод опору базується на вивченні питомого електричного опору пластових вод і промивних рідин, які надходять у свердловину. Питомий опір промивних рідин відрізняється від питомого опору пластових вод. Для визначення опору рідини в свердловині використовується резистивіметр. Місце припливу або поглинання рідини відзначається різкою зміною кривої опору резистивіметра (Рис. 163 ст.347).

Термічний метод визначення місця припливу рідини в свердловину базується на зміні температури промивної рідини в межах припустимої ділянки припливу. Свердловина заповнюється рідиною, температура якої відрізняється від температури пластової води. Місце припливу води відмічається зміною температури.

Фотоелектричний метод базується на порівнянні прозорої води, яка надходить в свердловину, та глинистого розчину. Прозорість рідини в свердловині визначається за допомогою приладу, який вимірює різницю потенціалів у ланці фотоелемента, що освічується електричною лампочкою через шар рідини, яка досліджується.

Зони затрубної циркуляції вод визначаються методами термометрії та радіоактивних ізотопів. Перший метод базується на вивченні теплообміну між свердловиною та водами, які циркулюють у затрубному просторі. На ділянці затрубної циркуляції вод встановлюється порівняно стабільна температура, тому напрти інтервалу їх рухи відмічаються аномаліями практично однакової температури (Рис. 164 ст.347).

 

Дебітометрія

Об’єми рідини або газу, які циркулюють в стовбурі свердловини, реєструються глибинними розходомірами та дебітомірами. Розходомірами вимірюються розходи води, яка нагнітається в свердловину, дебітомірами – припливи нафти, газу та їх суміші з водою.

Дебітоміри та розходоміри діляться на механічні та термокондуктивні, за способом реєстрації – автономні та дистанційні, за умовами вимірювань – на пакерні та безпакерні.

В механічних дистанційних дебітомірах і розходомірах переважно використовують перетворювачі швидкості обертання турбіни в електричні сигнали, прилади з автономною реєстрацією використовують як турбінні, так і поплавково-пружинні датчики. Робота термокондуктивних дебітомірів і розходомірів базується на визначенні кількості тепла, яке віддається безперервно нагріваючим тілом, що розміщене в потік рідини або газу.

Відношення розходу рідини, яка протікає через прилад, до всього розходу називається коефіцієнтом перекриття або пакерування:

                                                                     (1)

де Q ₁ – розхід рідини, яка проходить між пакером і стінкою свердловини.

Механічний дебітомір (розходомір) представляє собою тахометричний перетворювач швидкості потоку рідини або газу. Чутливим елементом є турбінка, яка обертається набігаючим потоком того або іншого флюїду. Швидкість обертання турбінки перетворюється в електричні сигнали за допомогою магнітного перемикача струму (рис. 176 Дьяконов ст.367).

Частота імпульсів, що надходять по лінії зв’язку на поверхню, перетворюються блоком частотоміра в пропорційну її величину напруги, яка фіксується реєстратором.

Методика проведення досліджень свердловин механічними дебітобірами та розходомірами полягає в наступному. Прилад опускається в свердловину до покрівлі верхнього перфорованого пласта та при відкритому пакері або центраторі проводяться періодичні відліки за лічильником-номератором і записуються покази на фотопапір протягом 5-10 хвилин. при цьому реєструються покази калібратора, нульові лінії та покази сумарного дебіту. Потім при закритому пакері приладу опускають на вибій. При підйомі приладу з прикритим пакером зі швидкістю 60-80 м/год. записується безперервна діаграма до воронки насосно-компресорної труби в масштабі глибин 1:200. За даними отриманих безперервної дебітограми відмічають положення точкових вимірювань дебіту. Дебітограма представляю собою залежність показів дебітометра в імпульсах на хвилину від глибини. На дебітограмах, що записані за допомогою механічних дебітометрів і розходомірів, робочі та приймаючі інтервали виділяються за збільшення числа імпульсів, які прямопропорційні швидкості потоку рідини (рис. 178 Д.ст.369).

Механічні дебітоміри (розходоміри) дозволяють: 1) визначати загальний дебіт (розхід) рідини по пластах; 2) отримувати профіль припливу та приймальності рідини за потужністю пласта в експлуатаційних та нагнітальних свердловинах; 3) здійснювати контроль за технічним станом свердловини; 4) визначати перетоки між перфорованими пластами після зупинки свердловини.

Термокондуктивні дебітоміри працюють за принципом термометра. У потік свердловинної рідини розміщують спіраль, що нагрівається постійним стабілізованим струмом до температури, яка перевищує температуру навколишнього середовища. Дана спіраль одночасно є і датчиком дебітоміра (розходоміра). Потік рідини або газу, що рухається, охолоджує спіраль і тим самим змінює активний опір. Температура датчика коливається у залежності від швидкості руху охолоджувальної рідини. Фіксуючи зміну опору термодатчика, отримують криву термокондуктивної дебітометрії (розходометрії). На термодебітограмі спостерігають ряд характерних інтервалів (рис.180 Д.ст.372): 1) ділянку експлуатаційної колони вище працюючих пластів з показами D t _ек, які відповідають сумарному дебіту свердловини; 2) ділянку експлуатаційної колони нижче працюючих пластів у нерухомому середовищі з показами в нафті t _он і у воді t _ов; у зупиненій свердловині чітко відмічається границя між нафтою та водоюза різким зростанням приросту D t при перетині приладом контакту води з нафтою; 3) ділянку потоку, що встановився в інтервалі працюючих пластів з показами D t _в; 4) ділянку в ліфтовій колоні, яка відмічаються пониженням показів D t _л.к за рахунок зростання лінійної швидкості руху флюїду.

Лекція №17

Контроль якості цементування колон і труб у свердловині. Методи: АКЦ, гама-гама-каротаж, термометрія

Після закінчення буріння в свердловину, як правило, опускають обсаджені колони, а затрубний простір між стінкою свердловини та зовнішньої поверхні колони заливають цементом. Цементування затрубного простору здійснюється для запобігання перетоків різних флюїдів із одного пласта в інший.

Про високу якість цементування обсаджених колон свідчать наступні показники: 1) відповідність підйому цементу в затрубному просторі проектній висоті його підйому; 2) наявність цементу в затрубному просторі у твердому стані; 3) рівномірний розподіл цементу в затрубному просторі; 4) відсутність каналів, тріщин і каверн у цементному камені; 5) достатньо надійне зчеплення цементу з колоною та породою.

Контроль за якістю цементування обсаджених колон здійснюється методами термометрії та радіоактивних ізотопів, гамма-гамма-каротаж і акустичний каротаж.

Метод термометрії

Визначення місця знаходження цементу в затрубному просторі за даними термічних досліджень базується на фіксуванні тепла, яке виділяється при затвердінні цементу в процесі екзотермічної реакції.

Метод дозволяє встановити верхню границю цементного кільця та виявити наявність цементу в затрубному просторі.

Зацементований інтервал на термограмі відмічається підвищеними значеннями температури на фоні загального поступового зростання її з глибиною (рис. 156 Дьяконов ст.332).

Величина температурної аномалії у верхній границі цементного кільця визначається: 1) фізико-хімічними властивостями цементу та його кількістю в даному інтервалі; 2) часом, що пройшов з моменту схоплення цементу до початку вимірювань; 3) геологічними та технічними умовами проведення тампонажних робіт.

Максимальні температури при екзотермічній реакції спостерігається в інтервалі 6-16 годин після закінчення заливання цементу, а найбільші аномалії можна зафіксувати на проміжку 6-24 годин.

Сильна диференціація температурної кривої в інтервалі знаходження цементу обумовлена літологічними особливостями та кавернозністю розрізу. Як правило, піщаним породам відповідають пониженні температурні аномалії, глинистим – підвищенні. Піщані породи, що мають найменший тепловий опір, значно скоріше віддають тепло в навколишнє середовище, ніж глини, тепловий опір яких вищий.

Гамма-гамма каротаж

Даний метод контролю за якістю цементування обсаджених колон базується на реєстрації розсіяного гамма-випромінювання при проходження гамма-квантів через середовище різної густини. Оскільки цементний камінь і промивна рідина значно відрізняються за густиною, а інтенсивність вторинного гамма-випромінювання знаходиться у зворотній залежності від густини, то на кривій ГГК достатньо чітко виділяються ділянки з цементом і без нього.

Гамма-гамма-каротаж дозволяє: 1) встановити висоту підйому цементу; 2) визначити наявність цементу та характер його розподілу в інтервалі цементування; 3) фіксувати наявність перехідної зони від цементного каменя до розчину (гель-цемент); 4) виявити в цементному камені невеликі раковини та канали; 5) визначити ексцентриситет колони.

Для контролю якості цементування обсаджених колон може використовуватись одноканальна апаратура з реєстрацією одної кривої ГГК, трьохканальна з реєстрацією трьох кривих ГГК (три індикатора розміщенні під кутом 120°С), чотирьохканальна з реєстрацією чотирьох кривих ГГК (чотири індикатора розміщені під кутом 90°С) і одноканальна із зондом, який колімований за радіальним кутом в межах 30-50° і який обертається в процесі вимірювань із заданою кутовою швидкістю при підйомі приладу.

При використанні трьохканального цементоміра всі три криві ГГК записуються одночасно. Можливі наступні варіанти.

1. Криві ГГК співпадають, тобто покази I _gg однакові (Рис.156, б, I). В даному випадку колона центрована та затрубний простір повністю заповнений цементом або промивною рідиною. Рівень показів у рідині вищий, ніж в цементі, за рахунок різниці їх густин.

2. Дві криві ГГК співпадають і характеризуються більш високими показами, ніж третя (Рис. 156, б, II). В даному випадку колона розміщена ексцентрично.

3. Дві криві ГГК співпадають і характеризуються більш низькими значеннями I _gg, ніж третя (Рис. 156, б, III), колона ексцентрична, два датчики розміщені поблизу стінки свердловини, і їх покази обумовлені, в основному, впливом гірських порід, інтенсивність третього лічильника пов’язана головним чином з впливом цементу. У випадку центрованої колони перевищення I _gg третьої кривої в каверні по відношенню до інтенсивності двох інших вказує на не суцільне заливання цементу. Така ж картина буде спостерігатись і при односторонньому заливанні кільцевого простору цементом.

4. Всі три криві ГГК не співпадають (Рис. 156, б, IV). В даному випадку колона ексцентрична або має місце одностороннього заливання цементу.

За допомогою даних дефектограми вивчають розподіл розсіяного гамма-випромінювання за січенням колони з допомогою точкових вимірювань у заданих інтервалах розрізу. Якщо речовина в затрубному просторі має однорідну густину, то криві дефектограм мають синусоїдальний вигляд; наявність каналів у цементному камені та одностороннє цементування обсаджених колон приводить до різкого спотворення синусоїдальних кривих (Рис. 158 Д.ст338).

Акустичний каротаж

Контроль цементування затрубного простору акустичним каротажем базується на вимірюванні амплітуди заломленої поздовжньої хвилі, яка розповсюджується в обсадженій колоні, та реєстрації часу розповсюдження пружних коливань (Рис. 161 Д. ст. 343).

Метод дозволяє: 1) встановити висоту підйому цементу; 2) виявити наявність або відсутність цементу за колоною; 3) визначити наявність каналів, тріщин і каверн у цементному камені, в тому числі малих розмірів; 4) вивчити степінь щеплення цементу з колоною та породами; 5) дослідити процес формування цементного каменя в часі.

На основі теоретичних та експериментальних досліджень встановлено наступне:

1. Амплітуда трубної хвилі при відсутності щеплення цементу з обсадженої колоною буде максимальною, амплітуда поздовжньої хвилі в породі – мінімальною.

2. Надійний контакт цементу з обсадженою колоною характеризується відсутністю трубної хвилі, при цьому величина амплітуди на діаграмі мінімальна. Якщо швидкість розповсюдження пружних хвиль у породі більша, ніж в трубі, на кривій може виникнути додаткова аномалія. Для виключення неоднозначності в інтервалі реєструється крива часу розповсюдження хвиль.

3. У випадку неповного зчеплення цементу з колоною на осцилограмі може бути зафіксована в першому вступі трубна хвиля проміжної амплітуди.

Для вимірювання амплітуди коливань поздовжньої хвилі, що йде в колоні, час пробігу поздовжньої хвилі та амплітуди коливань поздовжньої хвилі, яка реєструється у якості першого вступу, розроблені акустичні цементоміри типу АКЦ (Рис. 160 Д.ст.342).

Надійність визначення якості цементування обсаджених колон підвищується, якщо одночасно із записом кривих акустичним цементоміром фотографувати хвильові картини, що отримуються цим же цементоміром (Рис. 162. Д. ст.345).

 

 

Лекція №18