Задачи контроля технического состояния скважин при капитальном ремонте с помощью индикаторов

1. Какие изменения происходят в структуре запасов месторождений в процессе их длительной эксплуатации?

2. Какие факторы влияют на неравномерность выработки нефти из продуктивных коллекторов?

3. Какие причины приводят к снижению дебитов нефти, росту обводненности продукции и уменьшению нефтеотдачи пластов на поздней стадии эксплуатации месторождений?

4. Какие методы контроля за разработкой можно отнести к прямым методам?

5. Что такое «скин-фактор» и каким способом он определяется?

6. Какие процессы в призабойной зоне пласта (ПЗП) являются причиной «скин-эффекта»?

7. Какие геофизические методы применяются для контроля за разработкой в эксплуатационном фонде скважин?

8. Какие геофизические методы применяются для контроля за разработкой путем доставки приборов по межтрубному пространству?

9. Каким образом осуществляется контроль за разработкой геофизическими методами в боковых и горизонтальных стволах скважин?

10. Какие геофизические методы применяются для оценки текущей нефтенасыщенности продуктивных коллекторов?

11. Какие геофизические методы применяются для оценки положения ВНК в продуктивных коллекторах?

12. Какой смысл вкладывается в понятие «техническое состояние» скважин?

13. Какими показателями характеризуется техническое состояние обсаженных скважин?

14. Какая существует классификация геофизических методов по способу регистрации физических полей в обсаженных скважинах?

15. Какая существует классификация геофизических методов в зависимости от их чувствительности и разрешающей способности?

16. Что такое пассивные и активные дефекты техсостояния и какими геофизическими методами они выделяются?

17. Как сформировать оптимальный геофизический комплекс для решения конкретной задачи по контролю технического состояния обсаженных скважин?

18. Какие дефекты техсостояния обсаженных скважин и как определяют с помощью акустического метода контроля?

19. Какие дефекты техсостояния обсаженных скважин и как определяют с помощью радиоактивного (ГГК) метода контроля?

20. Какие дефекты техсостояния обсаженных скважин и как определяют с помощью электромагнитного метода контроля?

21. Какие дефекты техсостояния обсаженных скважин и как определяют с помощью термометрии и шумометрии?

22. Какие преимущества и недостатки у каждого из методов термометрии и шумометрии и как они дополняют друг друга?

23. Что такое акустический видеокаротаж и для каких целей он применятся в обсаженных скважинах?

24. Какие способы геофизического контроля состояния межскважинного пространства вам известны?

25. Для каких целей применятся метод вертикального электрического зондирования (ВЭЗ)?

26. Для каких целей применятся метод вертикального сейсмического профилирования (ВСП)?

27. Что такое сейсмо-томография (СТМ) и для каких целей она применяется на нефтегазовых месторождениях?

28. Технология и виды ремонтно-изоляционных работ в обсаженных скважинах выполняемых на основе геофизических методов контроля их техсостояния.

29. Технология ликвидации мест негерметичности обсадных колонн.

30. Технология ликвидации каналов в цементном кольце, расположенном в затрубном пространстве обсаженных скважин.

31. Технология ликвидации заколонных межпластовых перетоков вблизи интервалов перфорации.

32. Технология ликвидации водопритоков в открытом стволе эксплуатационных скважин.

33. Что такое технология компьютерного моделирования разработки нефтяного месторождения?

34. Какие свойства нефтяной залежи отражает карта изогипс?

35. Какие свойства нефтяной залежи отражает карта изопахит?

36. Какой режим разработки нефтяной залежи отражает карта изобар?

37. Какие сведения о технологии разработки залежи можно получить из карты текущей и накопленной добычи нефти?

38. Какие сведения о технологии разработки можно получить из карт текущих и накопленных закачек воды?

39. Какие сведения о состоянии нефтяного коллектора можно получить из карт распределения в нем пористости (Кп), нефтенасыщенности (Кн) и проницаемости (Кпр)?

40. Что такое коэффициент извлечения нефти (КИН) и как он определяется по данным о начальных и остаточных запасах нефти?

41. Что такое водонефтяной фактор и как можно оценивать с его помощью эффективность технологии разработки месторождения?

42. Что такое коэффициент промывки и как с его помощью можно определить на какой стадии разработки находится данное месторождение?

43. Что такое коэффициент полезного использования воды и как с его помощью можно оценить эффективность применяемой технологии ППД?

44. Что такое методы увеличения нефтеотдачи (МУН) и какие существуют их разновидности по глубине воздействия на продуктивный объект?

45. Как классифицируются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) по виду воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП)?

46. Что такое термоимплозионное воздействие на ПЗП, где оно применяется и в чем его сущность?

47. Что такое соляно-кислотное и нефтекислотное воздействие на ПЗП и в чем их отличие и сходство?

48. Что такое виброакустическое воздействие и какое оборудование при этом применяется?

49. Что такое вибросейсмическое воздействие и какое оборудование при этом применятся?

50. Способ повышения продуктивности путем зарезки боковых и горизонтальных стволов.

51. Способ повышения продуктивности путем применения технологии гидроразрыва пласта (ГРП).

52. Какие существуют геофизические методы контроля эффективности ГРП?

53. Методы и приемы анализа технологической и экономической эффективности различных МУН с учетом геолого-физических условий их применения.

54. Что такое «интегрирование технологии» при решении задачи восстановления старого фонда скважин?

55. Как осуществляется информационный контроль и сопровождение технологических процессов при нефтедобыче?

56. Как нужно понимать выражение «научная поддержка» технологических процессов и как она осуществляется на практике?

57. Какими негативными явлениями сопровождается процесс эксплуатации нефтяных и газовых месторождений на поздней стадии их разработки?

58. Что такое «мониторинг» разработки нефтяных месторождений, как он осуществляется на основе современных информационно-измерительных и телекоммуникационных систем?

59. Что такое «интеллектуальные скважины» и как они решают проблемы управления разработкой нефтегазовых месторождений?

60. Приведите пример применения «интегрированных технологий» на основе «информационного контроля» и «научной поддержки» при решении задачи повышения нефтеотдачи эксплуатационных скважин в случае их резкого обводнения сопровождаемого падением добычи нефти.

Источник

Геофизические методы контроля технического состояния скважины

Методы контроля технического состояния скважин. Скважинная профилеметрия. Акустические методы оценки технического состояния ствола. Аппаратура волнового акустического каротажа ВАК-8. Метод электромагнитной локации муфт и формирования сигнала локатора.

Геофизические методы контроля технического состояния скважины

Для эксплуатации нефтяных пластов необходимо их изолировать от других пластов. Если эти условия не выполняются, то есть герметичность колонны нарушена, и в пласт поступает вода, то отбор нефти затрудняется или становится невозможным. Поэтому после окончания бурения и цементирования колонны, а также на протяжении всего времени разработки месторождения, методами ГИС периодически производится проверка технического состояния скважины.

При контроле за техническим состоянием скважины производятся и решаются следующие задачи:

· определение качества цементирования и состояния цементного камня во времени;

· установление местоположения муфтовых соединений колонны, участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра;

· выявление дефектов в обсадных и насосно-компрессорных трубах (отверстия, трещины, вмятины);

· определение мест притока или поглощения и интервалов затрубной циркуляции жидкости;

· контроль за установкой глубинного оборудования;

· оценка толщины парафиновых отложений в межтрубном пространстве.

Изучение технического состояния осуществляется методами радиометрии, термометрии, акустической цементометрии. Методами контроля технического состояния скважин охвачен практически весь спектр физических полей. Эти методы подразделяются на следующие: 1) Методы определения геометрии ствола (инклинометрия, профилеметрия); 2) Акустические методы изучения преломленных (АКЦ, ВАК), либо отраженных (CAT) ультразвуковых волн; 3) Пассивная акустика (шумометрия); 4) Электромагнитные методы (ЛМ, ЭМДС); 5) Радиоактивные методы (гамма-гамма толщинометрия, гамма-гамма цементометрия); 6) Другие методы.

Скважинная профилеметрия — это метод определения размеров и формы поперечного сечения скважины и их изменений с глубиной. Метод имеет две модификации — вертикальную и горизонтальную. При вертикальной профилеметрии регистрируют изменения формы и размеров поперечного сечения по стволу. При горизонтальной профилеметрии более детально изучается профиль поперечного сечения на фиксированной глубине.

Скважинный профилемер (каверномер) представляет собой одну или несколько пар противоположно ориентированных механических подпружиненных рычагов, один конец которых скользит по стенке скважины (колонны), а второй соединен с резистивным мостом, преобразующим угловые изменения положения рычага относительно оси прибора в модулированный электрический сигнал. Прибор калибруется при помощи устройства (кольца или гребенка), обеспечивающего отклонение рычага (рычагов) на фиксированные углы, соответствующие диапазону измерений радиусов для данного типа аппаратуры.

Рисунок 1. Профилемер-каверномер скважинный ПФ-80-8, ПФ-80-8Т

Для исследований обсаженных скважин применяются восьмирычажные профилемеры (Рисунок 1.) Для исследования существенно наклонных и горизонтальных скважин приборы необходимо центрировать. Для детальных исследований поверхности ствола скважины или колонны труб применяются многорычажные профилемеры с числом рычагов-пальцев до сорока и более. Детальность исследований этими системами позволяет получить развертку стенки скважины, выделить трещины, а в интервале перфорации — отдельные перфорационные отверстия.

Обработка данных обычного восьмирычажного профилемера производится следующим образом. По величине угла раскрытия мерных рычагов определяют расстояние оси прибора до стенки колонны (малейшие изменения любого чувствительного рычага преобразуются в электрическое напряжение). Исходными результатами являются кривые изменения с глубиной радиусов колонны Ri (i=1?8).

Данные профилеметрии в обсаженных скважинах используются для определения геометрических параметров обсадных колонн и позволяют судить о смятии, износе колонны, фиксировать разрывы обсадных труб, выявлять сальники в трубах (образующиеся вследствие налипания цементной корки, формирования различного типа отложений на стенках скважины). Данные трубной профилеметрии позволяют существенно повысить достоверность количественной интерпретации результатов гидродинамико-геофизических методов (в частности, механической и термокондуктивной расходометрии) при их комплексировании в единой сборке скважинных приборов.

2. Акустические методы оценки технического состояния ствола

Исследование технического состояния скважин акустическими методами основано на изучении волн, распространяющихся по колонне и цементному камню.

Акустическая цементометрия основана на измерении характеристик волнового поля, созданного источником упругих колебаний с частотой излучения 10-30 Гц. При этом регистрируют следующие параметры:

* амплитуда или коэффициент эффективного затухания волны по колонне в фиксированном временном окне (положение окна выбирается значением интервального времени распространения волны по колонне);

* интервальное время, амплитуда и затухание первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах;

* фазокорреляционные диаграммы (ФКД).

Рисунок 2. Аппаратура акустической цементометрии АКЦ8С

Метод применяют для установления высоты подъема цемента, определения степени заполнения затрубного пространства цементом, оценки сцепления цемента с обсадной колонной (АКЦ) и горными породами (ФКД), определения размеров и местоположения дефектов цементного камня и раскрытости кольцевых зазоров. Эффективность метода снижается в высокоскоростных разрезах, где первое вступление при хорошем и удовлетворительном качестве цементирования относится к волне по породе.

В современных системах АКЦ (Рисунок 2.) применяется регистрация кинематических параметров акустической волны в виде волновых картин или ФКД и динамических (пиковые или суммарные амплитуды и эффективное затухание) в определенном или плавающем временном окне, которое открывается первым вступлением волны Лэмба по колонне или амплитудным дискриминатором при определенном уровне сигнала. Зарегистрированная информация обрабатывается различными способами. В зарубежной практике качество заполнения заколонного пространства цементом принято оценивать по индексу цементирования (отношению зарегистрированной амплитуды к амплитуде в свободной колонне). Отличному качеству цементирования соответствует значение индекса, равное 0.8 (80%). Наличие или отсутствие сцепления цемента с горными породами определяется на качественном уровне фиксацией на ФКД фазовых линий, принадлежащих упругим волнам, распространяющимся в горных породах, и их корреляцией с материалами ГИС открытого ствола. Толщина кольцевого зазора рассчитывается по выработанным аналитическим зависимостям.

Измерения акустическими цементомерами сканирующего типа основаны на изучении распространения отраженных волн. Сканирующие приборы позволяют получить информацию о качестве цементного камня в кольцевом сегменте 45°. При этом имеется возможность локализовать каналы в цементном камне раскрытостью 30°. Преимущество приборов такого типа состоит в возможности регистрации внутреннего диаметра колонны, а также, используя явление акустического резонанса, и толщины обсадной колонны с точностью ± 0.1 мм.

Метод волновой широкополосной акустики (ВАК) (Рисунок 2.1) успешно используется для оценки состояния цементного камня и качества его сцепления с обсадной колонной. В частности, этим методом можно оценить величину зазора между колонной и породой. Несомненным преимуществом метода ВАК по сравнению с АКЦ является возможность прямого обнаружения гидродинамической связи между пластами (по негерметичному заколонному пространству, трещине гидроразрыва). Физической предпосылкой решения подобной задачи является развитие в канале, связывающем отдельные пласты, волны Лэмба-Стоунли, успешно выявляемой на фоне помех при спектральном частотном анализе результатов измерений.

Рисунок 2.1. Аппаратура волнового акустического каротажа ВАК-8

Скважинное акустическое телевидение (CAT) предназначено для изучения скважины или обсадной колонны по интенсивности отраженных высокочастотных упругих импульсов. Принцип акустического телевидения состоит в сканировании поверхности скважины по винтовой линии при движении зонда узким сфокусированным акустическим лучом, вращающимся в горизонтальной плоскости. Ввиду высокой частоты передаваемого на поверхность сигнала при этом получают практически непрерывное изображение стенки скважины. Для измерений используется одноэлементный зонд, который работает в импульсном режиме, периодически испуская излучение, а затем переключаясь на прием отраженных волн. Измеряются времена и амплитуды отраженной волны. В результате может быть получено растровое изображение поверхности стенки скважины или обсадной колонны.

В обсаженных скважинах метод применяют для определения внутреннего диаметра и эксцентриситета колонны, выделения положения муфт и различных дефектов, нарушающих целостность и гладкость колонны, уточняют также местоположение других элементов конструкции, определяют положение перфорационных отверстий, а также дефектов обсадной колонны и НКТ.

Недостатком метода перед другими сканируюшими методами является критичность к однородности по акустическим свойствам флюида, заполняющего скважину, особенно наличие газопроявлений.

Пассивная акустика или шумометрия изучает упругие акустические колебания, возникающие в скважине и пласте в процессе ее эксплуатации. Физическая сущность метода состоит в том, что при течении флюиды издают акустические шумы в широком спектре звуковых колебаний от первых герц до первых килогерц. При этом спектр и интенсивность шума несет информацию о характере флюида (вода, нефть или газ) и среды, в которой происходит его течение (пласт, заколонное пространство, колонна, интервал перфорации).

В качестве измерительного элемента используется обычный гидрофон или его комбинация. Измерительные датчики могут быть установлены как на отдельном скважинном приборе, так и входить в качестве модуля в комплексные сборки. Также в некоторых типах аппаратуры акустической цементометрии измерительный зонд используется в качестве канала шумометрии. Исследования выполняются в процессе отдельной спуско-подъемной операции при выключенном излучателе. Материалы шумометрии используются для выделения мест поступления в скважину пластовых флюидов в интервалах перфорации и через дефекты обсадной колонны, а также межпластовых перетоков флюидов за колонной.

3. Метод электромагнитной локации муфт (ЛМ)

Метод ЛМ, как и прочие электромагнитные методы, основан на принципе электромагнитной индукции в проводниках электрического тока. При исследованиях регистрируются изменения магнитной проводимости в металле обсадной колонны и насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их сплошности (утолщений, разрывов, перфорации). Измерения выполняются локатором муфт (Рисунок 3.), датчик которого представляет собой дифференциальную магнитную систему, состоящую из многослойной катушки с сердечником и двух постоянных магнитов, которые создают в катушке и вокруг нее постоянное магнитное поле. При перемещении локатора вдоль колонны в местах нарушения сплошности металла труб происходит перераспределение магнитного потока и индуцирование в измерительной катушке импульсов ЭДС.

Рисунок 3.1. Схема формирования сигнала локатора муфт

Амплитуда сигнала пропорциональна числу витков в обмотке датчика, мощности используемых в локаторе магнитов и скорости движения прибора мимо неоднородности. Малогабаритные локаторы (диаметром 36 мм) имеют ограниченную разрешающую способность по отношению к выделению интервалов перфорации. Отношение сигнал/шум может быть увеличено за счёт регистрации и совместной обработки нескольких измерений. ЛМ применяется для установления положения муфтовых соединений колонны, точной привязки показаний других приборов к положению муфт, взаимной привязки показаний нескольких приборов, уточнения глубины спуска лифтовых труб, определения текущего забоя скважины, в благоприятных условиях — определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (типа разрывов, трещин) обсадных колонн, НКТ. В обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах в комплексе с другими методами ГИС-контроля метод используется для привязки, выявления дефектов, перфорации и элементов конструкции скважины.

Рисунок 3.2. Локация муфтового соединения обсадной колонны

Имеются два типа локаторов муфт — для радиометра (ЛР) и перфоратора (ЛП). Локатор муфт типа ЛР предназначен для одновременной записи кривых гамма-метода и локатора муфт, совмещенных по глубине. При этом достигается нужная точность привязки интервалов перфорации к муфтам. Локатор муфт типа ЛП соединен с перфоратором, и при необходимости перфоратор или торпеда срабатывают через газовый разрядник в интервале, выбранном для прострела. Близким по физической сути к ЛМ методом является прихватоопределитель (ПХ) (Рисунок 3.2), используемый для определения места прихвата колонны труб при бурении и капитальном ремонте скважин.

Метод основан на способности ферромагнетиков утрачивать намагниченность при деформации. Прибор ПХ представляет собой электромагнит, которым с определенным шагом наносятся магнитные метки на стальной колонне путем кратковременного пропускания тока через катушку электромагнита.

Рисунок 3.3. Прихватоопределитель типа ПО

После приложения критических напряжений кручения или растяжения к колонне, ПХ считываются проставленные ранее метки. Выше интервала прихвата колонны метки полностью исчезают или уменьшаются по амплитуде. Верхняя зафиксированная метка является началом интервала прихвата колонны. Прихватоопределитель и локатор муфт можно спускать в скважину самостоятельно либо вместе с прибором радиоактивного каротажа, стреляющим или взрывным аппаратом. При совместном спуске прихватоопределителя или локатора муфт типа ЛП и аппарата на многожильном кабеле их подключают к отдельным жилам, при спуске на одножильном кабеле — взрывную цепь аппарата соединяют параллельно с катушкой прихватоопределителя (локатора муфт) через тиристоры или подобные устройства.

4. Скважинная дефектоскопия и толщинометрия

Метод скважинной индукционной дефектоскопии и толщинометрии основан на регистрации электромагнитного отклика от вихревых токов, возникающих в металлических колоннах и элементах конструкции скважины под воздействием электромагнитного излучения генераторной катушки. В ходе исследований измеряются различные параметры ЭДС индукции: амплитуда, декремент затухания, фазовый сдвиг сигнала относительно фазы возбуждающего тока в зависимости от модификации метода. На формирование ЭДС главным образом влияют: удельная электропроводность и магнитная восприимчивость (являющиеся характеристиками материала труб), толщина и сплошность интервала исследования, диаметр колонн и их соосность (являющиеся геометрическими характеристиками), конструкция катушек, характеристики излучаемого сигнала и положение прибора в стволе (являющиеся характеристиками аппаратуры и условий измерения). На сигнал могут оказывать влияние блуждающие и гальванические токи, а также большая концентрация ферромагнетиков в разрезе скважины при исследовании обсадных колонн. Современные скважинные дефектоскопы-толщиномеры позволяют выделить элементы конструкции скважины (трубы, муфтовые соединения, пакеры, центраторы, перфорационные интервалы и др.), выделить продольные и поперечные дефекты типа «трещина» практически с нулевой раскрытостью и протяженностью от нескольких сантиметров, обрывы колонны и интервалы активной коррозии, определять толщину трубы с точностью до 0.5 мм. При проведении исследований прибор должен быть центрирован. Простейшим устройством этого типа является индукционный индикатор дефектов, принцип работы которого основан на регистрации фазового сдвига между возбуждаемым и регистрируемым сигналом, обусловленного наличием дефекта в колонне. Для повышения разрешающей способности прибор изготавливают из расчета наибольшего сближения диаметров катушек и внутреннего диаметра труб. Метод дает интегральную картину потери металла (коррозия) или нарушение сплошности (трещина) в кольцевом секторе колонны, обусловленное геометрическим фактором измерительного зонда.

Рисунок 4. Электромагнитная дефектоскопия

В настоящее время разработаны и активно применяются системы, позволяющие проводить изучение многократных колонн, в том числе и при малом диаметре внутренней колонны (диаметр прибора 36 мм). В отечественной геофизической практике наибольшее развитие получили направления электромагнитной дефектоскопии (серия «ЭМДС») и магнитно-импульсной дефектоскопии (серия «МИД»). Аппаратура этих серий несколько различна по принципам формирования и регистрации сигнала, телеметрии и разрешающей способности, но в обоих типах используется методика регистрации и анализа декремента затухания ЭДС индукции для зондов с различной базой. Дальнейшим развитием этого направления являются сканирующие дефектоскопы, которые позволяют локализовать дефекты в определенном сегменте и существенно повысить разрешающую способность метода. Исходной информацией для обработки и интерпретации является серия кривых амплитуды ЭДС индукции для нескольких зондов на различных временах задержки от инициирующего импульса. Специальная обработка позволяет восстановить декремент затухания для различных по удаленности зон, настроиться на соответствующий диаметр исследуемой колонны и отфильтровать влияние других колонн. Результатом интерпретации является серия дефектограмм и толщинограмм для каждой колонны. Средством калибровки прибора является набор из аттестованных стальных труб, отличающихся диаметром и толщиной стенок, а также искусственными дефектами (в виде ориентированных по радиусу и образующей трубы трещин).

5. Гамма-гамма толщинометрия

Гамма-гамма толщинометрия — это метод регистрации интенсивности рассеянного гамма-излучения с помощью зонда, содержащего источник среднеэнергетического г-излучения и детектор рассеянного гамма-излучения (Рисунок 5.). Длина зонда выбирается такой (9-12 см), чтобы исключить влияние на результаты измерений плотности среды за обсадной колонной и обеспечить максимальную чувствительность метода к изменению толщины стенки колонны. Метод используется для определения средней по периметру толщины обсадной колонны, местоположения муфт, центрирующих фонарей, пакеров и других элементов конструкции скважины, оценки степени механического и коррозионного износа труб и пр. Прибор центрируется в скважине. Для количественной интерпретации результатов используются калибровочные зависимости, связывающих скорость счета датчика (импульсов/мин) с толщиной стальной колонны.

При интерпретации вносятся поправки за фон естественного гамма-излучения, а также за влияние плотности заполнителя ствола скважины и заколонного пространства. В качестве средства калибровки используется набор труб с различными диаметрами и толщиной стенок.

6. Гамма-гамма цементометрия

Гамма-гамма цементометрия — это метод регистрации интенсивности рассеянного г-излучения с помощью зонда, содержащего импульсный источник среднеэнергетического гамма-излучения и детектор рассеянного гамма-излучения. Зонды гамма-гамма цементометрии и дефектоскопии имеют более сложную конструкцию. На практике наиболее часто используются многоканальный зонд с несколькими (не менее трех) взаимно экранированными детекторами, расположенными симметрично относительно оси. Применяются также одноканальные зонды с вращающимся во время измерения с заданной угловой скоростью экраном (сканирующие) (Рисунок 6), который обеспечивает прием полезного сигнала из радиального сектора 30-50°. В обоих случаях зонд центрируется. Показания зонда (при длине несколько десятков сантиметров) определяются главным образом плотностью среды в затрубном пространстве.

Рисунок 6. Модуль сканирующего гамма-дефектомера-толщиномера СГДТ-100М

Метод используется для установления высоты подъема цемента за колонной, определения границ сплошного и частичного заполнения заколонного пространства цементом (в том числе зон смешивания цемента и промывочной жидкости либо чистой промывочной жидкости). Еще одной областью практического применения метода является выделение в цементном камне каналов и каверн, а также для оценки эксцентриситета обсадной колонны. Для количественной интерпретации результатов используются калибровочные зависимости (Рисунок 6.1), связывающие скорость счета датчика (импульсов/мин) с плотностью среды в затрубном пространстве, а также интерпретационные зависимости, позволяющие определить плотность цементного камня, степень заполнения заколонного пространства цементом, выделения в цементе дефектов и пр. При интерпретации вносятся поправки за фон естественного гамма- излучения, а также за влияние плотности заполнителя ствола скважины. Для этой цели используются диаграммы плотности породы и кавернометрииоткрытого ствола. К недостаткам метода относится его малая эффективность при различии плотности цементного камня и промывочной жидкости менее чем на 0.5-0.7 г/см?.

7. Другие методы оценки технического состояния скважин

При исследованиях герметичности цементного камня активно используются технологии закачки индикаторных смесей. В качестве индикаторов используются флюиды с аномальной температурой, нейтронно-поглощающими или радиоактивными свойствами. Исследования проводятся по принципу сравнения между собой показаний методов на фоновом (до закачки) и рабочем (после закачки) замерах. Разновидностью этого метода можно также считать и наблюдение за формированием «естественных» (радиоактивных, солевых, флюидальных) аномалий, связанных с эксплуатацией залежи. При возникновении подобных аномалий вне эксплуатируемого объекта косвенно можно констатировать наличие дефектов заколонного пространства или колонны.

Ряд компаний, разработали экспериментальные глубинные комплексы скважинного видео для получения на забое действующей скважины качественных видеоизображений. Саморегистрирующее устройство (видеокамера) при этом находится на поверхности (в каротажной станции), а на забой спускают только два оптиковолоконных кабеля (один из них — для подводки освещения, другой — непосредственно для передачи видеокадров наверх). Управляемый с устья манипулятор позволяет направить камеру на интересующий оператора объект.

Результатом проводимых с помощью скважинного видео измерений являются видеокартинки, в реальном времени иллюстрирующие движение компонент потока по стволу скважины, поступление капель нефти через перфорационные отверстия. Кроме того, можно контролировать состояние труб на забое. Недостаток метода — обеспечение требуемой степени прозрачности среды на забое, что возможно только при высокой степени обводненности продукции.

В редких случаях, требующих точного знания качества крепи скважины проводится контрольный отбор керна из стенки скважины с последующей герметизацией или без нее.

Промыслово-геофизический контроль технического состояния скважин является актуальной задачей на протяжении всего срока их эксплуатации от строительства до ликвидации. В некоторых случаях ведется технический мониторинг и ликвидированных скважин. При помощи геофизических и других методов решаются проблемы приложения ствола скважины, предупреждения аварий при бурении, определения необходимого объема цемента и точности установки колонн и скважинного оборудования, мониторинга технического состояния скважины в процессе эксплуатации, выявления и локализации дефектов и оценки их влияния на работу скважины, проверки качества ремонтных работ и операций.

скважина профилеметрия акустический контроль

1. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. Уч. для вузов. — М.: Недра, 1991.

2. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика — М.: Нефть и газ, 2004.

3. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов — М.: Недра, 1989.

4. Орлинский Б.М., Арбузов В.М. Контроль за обводнением продуктивных пластов методами промысловой геофизики. М.: Недра, 1971.

Подобные документы

Особенности буровых работ. Методы контроля и регулирования, применяемые в процессе бурения скважины. Общая характеристика некоторых прогрессивных методик, обеспечивающих процесс бурения. Критерии оценки технического состояния скважин. Организация ГИС.

шпаргалка [73,1 K], добавлен 22.03.2011

Операции в скважинах. Методы электрического и радиоактивного каротажа. Измерение тепловых свойств стенок скважины. Измерительная аппаратура и спуско-подъемное оборудование. Устройства для регулировки, контроля и стабилизации питания скважинных приборов.

презентация [667,4 K], добавлен 10.02.2013

Методы акустического каротажа, основанные на изучении характеристик упругих волн ультразвукового и звукового диапазона, прошедших через горные породы. Измерительные зонды АК. Эксплуатационные характеристики скважинных приборов. АК по скорости и затуханию.

реферат [687,8 K], добавлен 28.03.2017

Методы геофизической разведки. Сущность электрической, или электромагнитной разведки полезных ископаемых. Методы сопротивлений, индукционные методы. Скважинная и магнитная электроразведка. Методики полевой магнитной съемки. Аэро- и гидромагнитная съёмка.

презентация [2,0 M], добавлен 21.02.2015

Методы контроля напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов нефтеперекачивающей станции. Организация систем диагностического мониторинга на объектах нефтегазового комплекса. Способы оценки состояния технологических трубопроводов.

отчет по практике [956,8 K], добавлен 19.03.2015

Аппаратура, записываемые кривые, их интерпретация. Газометрия скважин. Профилеметрия скважин, аппаратура, записываемые кривые и их интерпретация. Определение коэффициента нефтегазонасыщения по данным методов сопротивлений. Коэффициент водонасыщения.

контрольная работа [980,4 K], добавлен 04.01.2009

Цели и задачи геофизических исследований газовых скважин. Классификация основных методов исследования по виду и по назначению: акустический, электрический и радиоактивный каротаж скважин; кавернометрия. Схематическое изображение акустического зонда.

реферат [2,0 M], добавлен 21.02.2013

Типовые геофизические комплексы для исследования скважин и выделения угольных пластов. Методы радиоактивного и нейтронного каротажа, электрометрии. Каротаж на основе сейсмоакустических полей. Задачи ГИС при поиске и разведке угольных месторождений.

курсовая работа [1,3 M], добавлен 15.12.2016

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Оценка и обоснование длины горизонтальной части ствола скважины. Прибор для оценки сложного многофазного потока в горизонтальных скважинах. Методики расчета продуктивности секции ствола скважин.

дипломная работа [2,6 M], добавлен 13.06.2016

Оборудование ствола и устья скважины. Характеристика и условия работы насосных штанг. Законтурное и внутриконтурное заводнение. Классификация скважин по назначению. Ликвидация песчаных пробок гидробуром. Методы воздействия на призабойную зону пласта.

курсовая работа [1,7 M], добавлен 26.10.2011

Источник