Технического состояния крепи скважин на газовых

Месторождениях (и ПХГ).

Эффективность решения задач контроля технического состояния крепи скважин (цементного кольца и обсадных колонн) зависит от множества факторов методического, аппаратурно-технического и технологического характера, основными из которых являются:

- возможности и ограничения к применению методов ГИС;

- технические характеристики применяемой геофизической аппаратуры;

- рациональные комплексы методов ГИС;

- технологии проведения ГИС;

- качество подготовки скважин к проведению геофизических исследований;

- метрологическое обеспечение и др.

Анализ результатов геофизических исследований и физических основ методов ГИС, применяемых для определения дефектов цементного камня и

технического состояния обсадных колонн, показал, что с одной стороны существуют объективные ограничения к их применению, а с другой – несовершенство технических средств для их реализации.

Ниже приведен научно – аналитический обзор и критический анализ физических основ, возможностей и ограничений к применению методов ГИС для определения дефектов цементного камня и технического состояния обсадных колонн и направления совершенствования как геофизических приборов, так и технологий ГИС.

 

1. Метод термометрии.

 

Проведение геотермических исследований, входящих в обязательный комплекс геофизических методов контроля за эксплуатацией месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ) при обнаружении перетоков флюида за эксплуатационной обсадной колонной, предписывается «Методическими указаниям по оценке герметичности скважин ПХГ, имеющих межколонные давления», М, 1997 г. и другими документами.

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. [1].

Остановимся на двух последних аспектах проблемы - технических характеристиках скважинных термометров и технологии проведения геотермических исследований.

Руководящим документом РД 153–39.0–072–01 – «Технической инструкцией по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» (М., 2001 г.) регламентированы основные технические характеристики скважинных термометров:

- основная погрешность измерения температуры - не более ± 2 ⁰С;

- дополнительная погрешность измерения температуры за счет нагревания чувствительного элемента протекающим через него током - не более половины основной погрешности (т. е. ± 1 ⁰С);

- постоянная времени - t не более 2 с.

При этом характеристики каналов дифференциальной термометрии (аномалий термометрии и градиент термометрии) не оговариваются.

Технические характеристики скважинных термометров отечественного производства приведены в таблице 1. Из сравнения указанных характеристик можно сделать вывод о соответствии скважинных термометров требованиям РД 153 - 39.0 - 072 - 01.

 

Технические характеристики скважинных термометров.

Таблица 1

Тип прибора	Предел допускаемого значения основной погрешности,^0С	Тепловая инерция t, с	Примечание
ТЭГ - 36	1 % (150 ^0С)		-
ТЭГ - 60	1 % (200 ^0С)		-
СТЛ -28	± 1 ^0С	1 с	в воде, при скорости обтекания 0,3 м/с и перепаде температур от 2 до 5 ^0С
АГДК - 42	± 0,5 ^0С	1 с	в воде
ТР7 - 341	±[04+0,01 (t – 10 ^0С)] в диапазоне 10 – 200 ^0С	2 с	в воде, на воздухе перегрев датчика на 1,3 ^0С
ТР7 - 651	±[04+0,01 (t – 10 С)] в диапазоне 10 – 200 ^0С	2 с	в воде, на воздухе перегрев датчика на 1,3 ^0С
Т - 75	± 2,3 % при 120 ^0С	2 с	-

 

 

Однако необходимо отметить, что при малых объемах перетоков газа за обсадными колоннами образующиеся тепловые аномалии незначительны и находятся в пределах основной погрешности указанных термометров.

Опыт проведения геотермических исследований показал, что термометры типа ТР - 7, разработанные для нефтяных скважин с температурами на забое до 250 ⁰С [2], в целом ряде случаев не могут быть эффективно использованы по указанной причине, а также из-за перегрева их термочувствительных элементов - датчиков выше температуры окружающей среды за счет протекания через них электрического тока питания измерительной схемы. Экспериментально установлено, что на воздухе перегрев составляет 1,3 ⁰С, что приводит к существенному изменению их градуировочных характеристик и снижению точности.

Если учесть, что теплофизические характеристики флюидов, заполняющих рабочий объем градуировочного устройства и ствол исследуемой скважины, разнятся между собой, а в скважинных условиях не остаются постоянными (например, из-за седиментации частиц бурового раствора или влагосодержания газа), то можно ожидать возникновение дополнительных погрешностей измерений, учесть которые практически невозможно.

Помимо отмеченного, чувствительность термометров ТР-7 в ряде случаев недостаточна. Так, по данным термометрии в одной из скважин Краснодарского ПХГ миграция газа за эксплуатационной колонной из продуктивной толщи к земной поверхности не была обнаружена (нет существенных термоаномалий). Тем не менее, между эксплуатационной колонной и кондуктором были скопления газа под давлением 8,6 кг/см².

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 [3], что необходимо учитывать при проведении исследований.

Таким образом, метод термометрии при обнаружении малых перетоков газа по заколонному пространству с применением известных серийных термометров недостаточно неэффективен, поскольку они:

- не обладают достаточной точностью измерений из–за перегрева их термочувствительных элементов в газовой среде и стабильностью градуировочных характеристик в реальных условиях эксплуатации;

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

- не обладают достаточной чувствительностью.

Подтверждением необходимости повышения чувствительности термометров служит тот факт, что для проведения работ по выявлению заколонных перетоков газа и выделению газоотдающих интервалов на Осиповичском ПХГ (Белоруссия) оказалась необходимой разработка специальных термометров с погрешностью не более чем 0,05 ⁰С при пороге чувствительности 0,002 ⁰ С [4].

Следовательно, несмотря на соответствие скважинных термометров указанных типов требованиям РД 153 - 39.0 - 072 - 01, оказывается, что они не соответствуют требованиям практики, - их применение может быть эффективным только в тех случаях, когда регистрируемые тепловые эффекты превышают величины их погрешностей. Кроме того, 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 2 приведены допустимые значения скорости n для различных значений t [5, 6].

Особо отметим, что необходимое время выдержки скважины в покое для получения установившегося температурного режима в необсаженных скважинах зависит от разности первоначальных температур промывочной жидкости и окружающих пород, а также диаметра скважины.

 

 

Допустимые значения скорости каротажа - n при проведения геотермических исследований для различных значений t

Таблица 2

t, с	£ 0,5	0,5 – 1,0	1,0 – 2,0	2,0 – 4,0	> 4,0
n, м/ ч

 

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 приведены данные о необходимой выдержке скважин (в сутках) для определения температуры горных пород с точностью до 0,5 ⁰С [7].

Время выдержки скважин в покое, необходимое для определения

температуры горных пород с точностью до 0,5 ⁰С.

Таблица 3

Разность температур раствора и пород в начальный момент времени, ^0 С	Диаметр скважины, дюймы
		7 ^3/4	9 ^3/4	11 ^3/4	13 ^3/4
	0,5	1,2	1,8	3,0	4,5	6,5
	1,0	2,3	4,0	6,0	9,0	12,0
	2,1	5,0	8,0	12,0	18,0	26,0
	5,5	12,0	20,0	30,0	43,0	64,0

 

Отметим, что 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.

В последние годы 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 [8, 9]. Работа приборов базируется на анализе прохождения по оптическому волокну световых импульсов генерируемых лазером, рассеивание которых зависит от температуры. Так, система LigtSense 400 [10] предназначена для постоянного распределенного измерения температуры в скважине. 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 ºС, абсолютная точность измерения температуры – 0,5 ºС. Используемый кабель с оплеткой из нержавеющей стали рассчитан на работу при давлении до 70 МПа в интервале температур от –25 до 250 ºС. 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 выявления перетоков газа в заколонном пространстве сдерживается, поскольку тепловые эффекты, обусловленные движением газа, находятся в пределах основной погрешности измерений.

Из вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

1. При проведении геотермических исследований в нефтегазовых скважинах необходимо учитывать всю совокупность геолого-технических, технологических и аппаратурных факторов, оказывающих влияние на точность измерений.

2. Скорость движения термометров вдоль оси скважины при регистрации термограмм - n должна выбираться в зависимости от их тепловой инерции - t и с учетом состава флюида, заполняющего скважину во время проведения исследований.

3. Для обеспечения возможности сопоставления результатов исследований, выполненных разными термометрами, необходимо выполнение условия t ^. n = const.

4. Для выполнения детальных исследований по обнаружению перетоков флюидов в заколонном пространстве газовых скважин, определению интервалов притока флюидов и других «тонких» работ, необходима разработка скважинных термометров, обладающих минимальными значениями тепловой инерции, высокой точностью и высокой разрешающей способностью.

Радиоактивные методы.

2.1. Метод рассеянного гамма – излучения (МРГ).

Метод основан на поглощении гамма – квантов при прохождении слоя вещества и применяется при исследовании скважин для решения различных задач, связанных с геологической документацией разрезов (гамма – гамма каротаж – ГГК), контролем обводнения нефтяных пластов и контролем технического состояния скважин, для определения качества цементирования обсадных колонн, распределения цементного камня между обсадной колонной и стенками скважины и эксцентриситета колонны в стволе.

Обсадная колонна является сильным поглотителем гамма – квантов.

Поэтому небольшие изменения толщины ее стенок заметно изменяют показания (10…12% на 1 мм толщины) [11]. Установлено, что максимальная чувствительность к изменению толщины стенок обсадных труб (по сравнению с влиянием искажающих факторов) наблюдается при длине зонда 100 мм [12].

Метод позволяет определять среднюю толщину стенки по периметру, интервалы механического и коррозионного износа, крупные дефекты с большой потерей металла.

Примеры технической реализации метода.

1. В Волго-Уральском филиале ВНИИГеофизики (ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа) разработаны гамма–толщиномер и гамма–калибромер [13, 14], позволяющие определять среднюю (по периметру) толщину обсадных труб с точностью до ± 0,25 мм и внутренний диаметр их с точностью до ± 0,5 мм (соответственно). Однако с их помощью не выявляются небольшие дефекты желобной износ обсадных колонн, поскольку он оказывается изначально усреднен и «растянут» по всему периметру труб.

2. Скважинный гамма-дефектомер-толщиномер СГДТ-2 также позволяет определять внутренний диаметр и толщину труб независимо от плотности раствора, заполняющего скважину.

На основе интерпретации диаграмм этого прибора можно определить:

- эксцентриситет колонны;

- среднюю толщину и средний диаметр трубы по её периметру с точностью до 0,5 мм;

- качество заполнения затрубного пространства цементным раствором;

- места расположения муфт и центрирующих фонарей; высоту подъема тампонажного раствора; равномерность его распределения за колонной.

3. Гамма – плотномер – толщиномер СГДТ-3 предназначен для определения качества цементирования и технического состояния обсадных колонн диаметром 146…168 мм. С его помощью могут быть определены интервалы механического и коррозионного износа и средняя толщина стенки обсадных труб по дуге 120 ⁰ в диапазоне 5…12 мм, а также эксцентриситет колонны в скважине.

4. Гамма – плотномеры – толщиномеры СГДТ-НВ, СГДТ-СВ, СГДТ-100, СГДТ –150, ЦМ-4, ЦМ (3-4), ЦМ (8-12), ЦМ (8-16), ЦМ (12-20) также имеют ряд существенных недостатков:

- не выявляют трещины и другие дефекты, мало изменяющие объемную плотность среды в зоне контроля;

- определяют усредненные значения толщины стенки и средний диаметр труб по периметру;

- по результатам исследований нельзя получить точную информацию о

внутренней геометрии обсадных колонн;

- сложность аппаратуры и низкая скорость исследований;

- требуют высококвалифицированного обслуживания;

- использование радиоактивных изотопов для создания гамма – излучения накладывает дополнительные требования к безопасности проведения исследований.

Помимо указанных ограничений к применению метода рассеянного гамма-излучения, следует отметить заметное влияние на достоверность получаемой информации отложений радиоактивных солей (радиобарита и др.) при длительной эксплуатации скважин. В прискважинной зоне и на внутренней поверхности обсадных колонн выше интервала перфорации толщина отложений может достигать нескольких миллиметров. (Указанные явления отмечены в Татарии более чем в 450 скважинах [15], также в большинстве скважин на месторождениях Узень и Жетыбай в Казахстане).

 

2.2. Метод меченых веществ (индикаторный метод).

В зарубежной и отечественной практике известны способы радиоактивного каротажа с использованием меченых веществ, обладающих различными аномальными ядерно-физическими свойствами относительно окружающей среды и наличие которых надежно выделяется методами радиоактивного каротажа. В качестве меченого вещества могут быть использованы как радиоактивные изотопы – метод радиоактивных изотопов, так и изотопы, обладающие аномально-высоким сечением захвата тепловых нейтронов – нейтронный метод меченого вещества.

Меченое вещество может быть введено в скважину в виде водного раствора солей изотопа, суспензии, на твердом носителе (песке, пластмассовых гранулах, ионо-обменных смолах) путем:

- продавливания растворов и смесей, приготовленных на поверхности в специальных емкостях с помощью насосов цементировочных агрегатов;

- введения в поток воды, закачиваемой в скважину;

- использования глубинных инжекторов, в виде дистанционной поршневой системы или порохового заряда;

- электролитического растворения (электроискрового распыления);

- с помощью пулевых перфораторов, выстреливающих специальными пулями, начиненными меченым веществом и т. п.

Метод меченых веществприменяется при определении технического состояния скважин для оценки качества первичного цементирования, степени и характера заполнения заколонного пространства скважин тампонажным материалом, путей распространения ремонтных составов за обсадными колоннами при вторичном или исправительном цементировании, обнаружении мест негерметичности обсадных колонн, а также при проведении ремонтных работ по изоляции водопритоков, ликвидации межпластовых перетоков флюидов, устранению миграции газа в заколонном пространстве скважин и т. п. [16].

В России метод меченых веществ нашел наибольшее применение в виде индикаторного метода по радону (ИМР), разработанного в институте «ВолгоградНИПИнефть» [17, 18], и заключающегося в:

- записи фоновой кривой распределения интенсивности естественного радиоактивного излучения пород в скважине (в функции глубины);

- приготовлении радонового индикатора на земной поверхности;

- обогащении им нелетучих жидкостей (воды, нефти, бурового, цементного раствора и т. п.);

- закачивании обогащенных радоном жидкостей в скважину;

- записи кривой распределения интенсивности радиоактивного излучения в скважине (в функции глубины) после закачивания обогащенных радоном жидкостей;

- анализе кривых распределения интенсивности радиоактивного излучения в скважине и выделении аномальных зон, по которым судят об определяемых параметрах.

Следует отметить, что, несмотря на сравнительно малую адсорбцию радона на глинистой корке, буровом оборудовании, быстром выводе его из организма (в течение 1 – 6 часов), данный метод является экологически грязным и вредным для биологических организмов.

В АО НПЦ «Тверьгеофизика», разработана также методика по применению короткоживущих радионуклидов для контроля технического состояния обсаженных скважин, суть которой заключается в приготовлении раствора, меченого радионуклидами натрия – 24, закачке его в скважину с последующей индикацией радиоактивных аномалий стандартной аппаратурой, имеющей канал гамма – каротажа [19]. Приготовление радионуклидов натрия – 24 производится в стационарных условиях или по приезду на скважину с помощью специального активационного устройства ТАУ–2 с использованием источника, имеющего выход нейтронов не менее 2 – 5 ^. 10 ⁷ с ^–1 (Pu – Be или Cf –252 – плутоний – бериллий или калифорний соответственно).

Выбор натрия – 24 обусловлен малым периодом полураспада (15 часов), высокой энергией выхода гамма – квантов (1,37 и 2,75 МэВ) при использовании широкодоступных активируемых соединений натрия Na₂ CO₃ и Na HCO₃, отсутствием адсорбции при контакте с твердой фазой в скважине и т. п.

Заканчивая анализ возможностей и ограничений к применению радиоактивных методов (метода рассеянного гамма–излучения и метода меченых веществ), отметим, что их общими недостатками являются:

1. Определяются лишь интегральные характеристики обсадных колонн (интервалы механического и коррозионного износа, крупные дефекты с большой потерей металла и средняя толщина стенки труб по дуге 120⁰ и более);

2. Недостоверность определения высоты подъема тампонажных составов, т. к. меченые вещества обычно вымываются из цементных растворов и поднимаются выше уровня подъема цемента;

3. Биологическая вредность и экологическая опасность даже при неукоснительном соблюдении правил радиационной безопасности;

4. Использование «грязных» технологий приготовления и закачивания обогащенных жидкостей;

5. Большие затраты времени и трудоемкость;

6. Необходимость специального оборудования и высокого мастерства исполнителей работ:

7. Опасность оставления источников радиоактивных излучений в скважинах на месторождениях и (особенно) на ПХГ. (Из-за опасности оставления источников радиоактивных излучений в скважинах радиоактивный каротаж относится к специальным видам геофизических исследований, а сами исследования приравниваются к аварийным работам).

Поэтому радиоактивные методы не нашли широкого применения в мировой практике проведения геофизических исследований скважин и их применение оправдано лишь в тех случаях, когда задача не решается другими методами ГИС.

Акустические методы

Акустические методы широко используются в промышленности для определения поверхностных и внутренних дефектов, толщины стенок труб, листов. Они отличаются высокой чувствительностью и точностью. На результаты контроля не сказываются изменения электромагнитных характеристик сталей.

Связь измерительных преобразователей с контролируемым изделием может осуществляться контактно (через слой акустически прозрачной жидкости, например, вода, масло, нефть) или бесконтактно (с помощью электромагнитного поля).

Плохо контролируются объекты малых размеров, сложной формы, с грубой поверхностью (ниже 6 класса шероховатости), бетон [20].

В России и за рубежом широко применяются акустические методы для решения задач поисково-разведочной и промысловой геологии [21], определения технического состояния скважин, например, контроль за качеством цементирования обсадной колонны [22, 23], выделения зон ухода бурового раствора [24], определения параметров пород через обсадную колонну [25] и т.д.

Качество материалов акустического каротажа в значительной степени зависит от положения прибора в скважине (в обсадной колонне) относительно ее оси. Исследованиями установлено, что эксцентриситет прибора не должен превышать 8 мм (при частоте излучаемых колебаний 25 кГц), а перекос прибора – всего 0,4 град. [26]. Для акустического прибора «CBL» фирмы «Schlumberger» эксцентриситет в 10 мм приводит к уменьшению регистрируемой амплитуды акустической волны на 50% [27].

Кроме того, пузырьки газа растворенного в буровом растворе, в сотни раз увеличивают затухание акустических волн и сигнал до приемника зачастую не доходит. При изменении давления в скважине диаметр пузырьков газа также изменяется, что создает ряд необычных явлений и эффектов, затрудняющих понимание происходящего. Например, увеличение давления приводит к уменьшению диаметра пузырьков, снижению затухания акустической волны и увеличению амплитуды волнового пакета. Это может быть ложно истолковано как нарушение изоляции затрубного пространства [28].

Наличие частиц выбуренной породы в промывочной жидкости, отложений на внутренних стенках обсадной колонны (парафина, карбонатов, продуктов коррозии и т.д.), а также значительная шероховатость их внутренней поверхности резко снижают эффективность акустических методов [29, 30] и обуславливают необходимость использования многочастотного акустического зондирования. Поэтому аппаратура акустического каротажа в настоящее время строится, как минимум, двухчастотной [31].

Тем не менее, использование акустического метода для получения количественной информации и определения характеристик дефектных участков труб обсадных колонн в скважине сильно затруднено.

(В промышленности используются электромагнитно–акустические приборы, в которых введение ультразвуковых колебаний в тело исследуемой трубы осуществляется бесконтактно с помощью электромагнитного поля. Для автоматического контроля толщины стенок гладких ферро-магнитных труб из углеродистых сталей (СТ10, СТ20, СТ35 и СТ45) во ВНИИН разработан бесконтактный электромагнитно-акустический прибор УТ-80Б [32].

Ультразвуковой бесконтактный датчик состоит из постоянного магнита и катушки индуктивности, в которой возбуждаются импульсы тока. Ввод и прием ультразвуковых колебаний осуществляется с помощью сильных магнитных полей. Прибор состоит из четырех идентичных каналов, имеющих общий постоянный магнит, единые блоки регистрации, индикации и питания.

В России также разработан ультразвуковой толщиномер БУИТ-1 с электромагнитно – акустическим преобразователем для контроля толщины труб нефтяного сортамента без применения контактных жидкостей. Он может быть использован для контроля труб в среде с любой промывочной жидкостью, т.к. ее магнитная проницаемость практически равна магнитной проницаемости воздуха.

Однако для измерения износа обсадных труб или их остаточной толщины в скважине его использование затруднено из-за наличия большого и непостоянного по величине зазора между датчиком и контролируемой поверхностью труб, малой допустимой длины соединительного кабеля и больших габаритов датчика [33]).

В НПО «Бурение» (ВНИИКРнефти) разработана аппаратура акустического каротажа, работающая в пассивном режиме (гидрофон – шумоиндикатор), основанная на регистрации интенсивности шума, вызванного потоком флюида через негерметичность [34]. Данная аппаратура предназначена для поиска малых негерметичностей в эксплуатационных обсадных колоннах и имеет высокую чувствительность к малым утечкам благодаря соответствующей частотной коррекции в приемно-усилительном тракте. Однако задача точного выявления повреждений обсадной колонны не может быть решена с помощью регистрации интенсивности шума из-за значительной размытости шумовой аномалии по глубине и отсутствия в ряде случаев циркуляции флюида через искомую негерметичность. Кроме того, в практике шумометрии были установлены случаи отсутствия шумового сигнала даже при наличии циркуляции флюида через место негерметичности. Подобные явления объясняются главным образом тем, что поток через дефект обсадной колонны имеет в этих случаях ламинарный характер [28].

Исследования в скважинах сильно затруднены из-за сопутствующих шумов механического происхождения (шум центрирующих узлов и шум каротажного кабеля). Поэтому измерение интенсивности шумов газогидродинамического происхождения осуществляется, как правило, при остановках скважинного прибора.

(В ОАО НПП «ВНИИГИС» разработана разновидность шумового каротажа, основанного на регистрации интенсивности шумового сигнала, вызванного трением механических датчиков о стенку обсадной колонны. Достоинством механо – акустического каротажа является независимость его показаний от фазового состава заполняющего скважину флюида [28].

Воздействия, которым подвергаются механические датчики, можно разделить на два типа:

- кратковременные (апериодические, большеамплитудные удары);

- продолжительные (периодические, малоамплитудные толчки). Первый тип воздействий характерен для отдельных дефектов обсадной колонны (отверстия, щели, трещины, стыки труб и т.д.), а второй тип – для шероховатости стенки колонны, вызванной ее коррозионным и механическим износом.

Изучение амплитудно – частотных характеристик шумового сигнала показало, что в спектре сигнала при взаимодействии механических датчиков с макродефектами колонны (отверстия, щели, трещины) преобладают высокочастотные составляющие спектра с частотой более 15 – 20 кГц. Частотный спектр сигнала, полученного при взаимодействии механических датчиков с микродефектами обсадной колонны (шероховатость вследствие коррозии или механического износа), определяется средним периодом профиля шероховатости и скоростью движения прибора вдоль оси скважины. Чем выше скорость, тем выше преобладающая частота в спектре шумового сигнала. Количественное определение характеристик дефектов обсадных колонн с помощью механо – акустического каротажа не представляется возможным).

Ультразвуковые приборы «CET» и «Digital CET» фирмы «Schlumberger»

[35] позволяют определять 8 радиусов и 8 значений толщины стенки труб с помощью 8 акустических датчиков, расположенных по спирали на корпусе скважинного зонда на базовом расстоянии около 610 мм и под углом 45⁰ друг к другу. Девятый датчик расположен в нижней части скважинного зонда и служит для коррекции результатов измерений при изменении параметров промывочной жидкости. Каждый датчик располагается на расстоянии около 50 мм от стенки обсадной колонны и непрерывно излучает и принимает короткие высокочастотные импульсы. Диаметр ультразвукового пучка датчиков составляет около 20 мм, поэтому дефекты обсадной колонны меньше этого значения редко выявляются на каротажных диаграммах.

По данным фирмы, разрешающая способность этих приборов составляет около 0,1 мм (в лабораторных условиях). Сведений о предельной плотности бурового раствора, при которой сохраняется их работоспособность, не сообщается.

Диапазон измеряемых толщин стенок обсадных колонн – 5…15мм, измерение остаточной толщины обсадной колонны менее 5 мм невозможно.

Приборы «CET» и «Digital CET» не позволяют производить непрерывное по периметру и количественное определение величины желобного износа труб в поперечном сечении и профиля их внутренней поверхности, т.к. датчики расположены в разных сечениях, а вероятность того, что участок обсадной колонны с наибольшей величиной желобного износа окажется напротив датчика в процессе проведения исследований мала.

Ультразвуковой прибор фирмы «Gearhart», также как приборы «CET» и «Digital CET», позволяет определять 8 радиусов и 8 значений толщины стенки обсадных труб и имеет ещё меньшую погрешность – 0,063 мм. Однако это справедливо лишь в лабораторных условиях, при заполнении калибровочной установки водой [36]. В реальных скважинных условиях такая точность недостижима.

Указанные приборы фирмы «Schlumberger» и фирмы «Gearhart» неработоспособны в сухих скважинах; исследования затруднены в буровом растворе, имеющем газовую фазу и в случае значительной шероховатости внутренней поверхности обсадной колонны.

По свидетельству Т.Х. Хилла, шероховатая или изъязвленная внутренняя поверхность обсадных труб приводит к ошибкам измерений, достигающим 30 % от фактической толщины стенок [30].

В последние годы фирма «Sondex» разработала контактный акустический толщиномер UTT [37] для обсадных колонн с 6 прижимными башмаками, в каждом из которых содержится излучатель и приемник, что позволяет получить 6 кривых (толщинограмм) по периметру обследуемых труб (через 60⁰ в их поперечном сечении). Сведений о точности и разрешаюшей способности толщиномера UTT в каталоге разработок фирмы не приводится.

Заканчивая анализ возможностей и ограничений акустических методов применительно к задачам оценки качества цементирования обсадных колонн,

отметим, что за рубежом широкое применение нашли акустические приборы фирмы «Schlumberger» типа CBL (Cement Bond Log), длина которого составляет 900 мм, и VDL (Variable Densiti Log) длиной 1500 мм. Как отмечалось выше, интервалы с эксцентричным положением скважинного прибора «CBL» отмечаются уменьшением регистрируемой амплитуды акустической волны, а также и пониженными значениями времени пробега волны от источника до приемника – Δ t на 12 мкс/м [27, 38].

Скважинный прибор для оценки качества цементирования обсадных колонн «Sector Bond Tool» [39] обеспечивает регистрацию амплитуд по 8 секторам наряду с обычным измерением времени пробега акустической волны на зонде длиной 900 мм и полной волновой картины на зонде 1500 мм. Разрешающая способность прибора позволяет выделять каналы в цементном кольце с угловым раскрытием от 10 ⁰, что не позволяет сделать заключение о качестве разобщения пластов – коллекторов и о герметичности заколонного пространства.

В 2006 г. фирма «Schlumberger» заявила о новой разработке – приборе «Isolation Scanner» для оценки качества цементирования скважин, который «…позволяет точно определить качество цементирования, выполненного традиционным, тяжелым цементом, а также легкими цементами и пеноцементами. «Isolation Scanner», выполняя азимутальный замер с большим радиусом исследования, позволяет надежно подтвердить изоляцию пластов, определить наличие микроканалов в цементе и обеспечивает принятие решения о необходимости дополнительных цементировочных работ под высоким давлением либо отказе от них. В дополнение к этому, «Isolation Scanner» предоставляет подробную информацию об эксцентриситете обсадной колонны или двойной колонны, при этом его измерения внутреннего диаметра и толщины помогают выявить коррозию или износ, вызванный бурением.» [40].

В России проблема оценки качества цементирования обсадных колонн акустическими методами требует своего решения.

Ю.А. Гуторов, на основе многолетнего опыта разработки акустической аппаратуры АКЦ и анализа результатов ее внедрения, делает вывод о том, что различные модификации одночастотной аппаратуры и многочисленные программы обработки ВАК «…не улучшают, а окончательно запутывают и без того сложную ситуацию, сложившуюся в области контроля цементирования и изоляции заколонного пространства». Существенное повышение достоверности данных АКЦ возможно при использовании двухчастотной аппаратуры [41, 42].

Л.В. Будыко, В.Б. Спивак и Ю.Д. Щербаков, основываясь на анализе промысловых данных акустической цементометрии, также сделали однозначный вывод о ее низкой эффективности. Они прямо отмечают, что неоднократно были свидетелями печальных последствий невысокой достоверности заключений, составленных по материалам акустической цементометрии [38]. По их мнению, существенное повышение эффективности метода возможно при использовании диагностических параметров, зависящих только от сцепления цемента с обсадными трубами и стенкой скважины. Одним из таких параметров, прошедшим опытно-методическое и опытно – промышленное опробывания в 1985 – 1993 гг., является общий удельный акустический импеданс среды «колонна – заколонное пространство».

В отличие от геофизиков, специалисты Днепропетровского инженерно – строительного института Г.Н. Дибров, А.С. Беликов и Ю.И.Мустафин считают, что наиболее перспективным для непрерывного контроля состояния контакта цементного камня с обсадными трубами является велосимметрический метод, согласно которому расслоение внутри исследуемой двухслойной конструкции сопровождается уменьшением скорости распространения изгибной волны. Ими же разработано несколько вариантов устройства для контроля сцепления цементного камня с обсадной трубой и показаны преимущества предложенных технических решений по сравнению с традиционными [43].

Таким образом, теория метода развивается и предложены новые подходы,

базирующиеся на получении полной информации волнового поля, включая кинематические и динамические характеристики всех регистрируемых типов акустических волн. Последн