Текст доклада. Гис при крс обеспечивает уточнение фактической конструкции скважины
 Скачать 1.2 Mb.
|
|
ГИС при КРС обеспечивает: - уточнение фактической конструкции скважины; - контроль техсостояния обсадной колонны и цементного кольца, выявление негерметичности колонн, цемента, наличия заколонных и межколонных перетоков; - информационное сопровождение КРС (определение вырезанных участков ЭК, определение качества гравийной упаковки); - технологические операции по установке разделительных мостов, пробок, вторичному вскрытию и интенсификации притоков; - контроль техсостояния для выбора оптимального режима работы технологического оборудования. Задачи, решаемые ГИС при КРС: - определение технического состояния ЭК; - определение качества цементирования ЭК; - определение положения технических элементов в скважине: - определение профилей притока; - сопровождение ПВР. ГИС при КРС: 1 Кавернометрия– измерение среднего диаметра скважины; 2 Профилеметрия– измерение нескольких диаметров одном поперечном сечении скважины; 3 Инклинометрия– измерение углов искривления скважины; 4 Пластовая наклонометрия – определение элементов залегания пластов, пересеченных скважиной; 5 Потокометрия– измерение скорости движения флюида по стволу скважины; 6 Цементометрия– изучение качества цементации скважины; 7 Дефектометрия– изучение состояния стальных обсадных колонн в скважинах. Кавернометрия-профилеметрия Изучение геометрии ствола скважины проводят по результатам измерения нескольких диаметров (не менее двух) во взаимно перпендикулярных плоскостях — профилеметрия ствола, а также и среднего диаметра скважины — кавернометрия (ДС) Измеряемая величина — диаметр скважины в миллиметрах (мм). Различают - вертикальную профилеметрию, при которой проводят регистрацию изменения формы и размера поперечного сечения скважины по стволу, и горизонтальную профилеметрию (профилографию), при которой фиксируют данные о форме и размерах одного поперечного сечения скважины. Данные о фактическом диаметре скважины необходимы для решения следующих задач: - оценки прихватоопасности желобов, сальников, глинистых и шламовых корок, интервалов выкрашивания и вывала пород; - учета геометрии ствола при аварийных работах, связанных с извлечением из открытого ствола посторонних предметов; - выбора интервалов установки пакеров испытателя пластов, испытателей на кабеле и сверлящего керноотборника на кабеле; - выбора интервалов для установки башмака, центраторов и турбулизаторов обсадной колонны; - определения объема затрубного пространства для расчета количества тампонажной смеси; - уточнения геологического разреза, в том числе выделения коллекторов по появлению глинистых корок; - учета диаметра ствола при интерпретации данных БКЗ, БК, ГК, НК и др. методов. Инклинометрия Инклинометрия — один из обязательных методов геофизических исследований скважин (ГИС), который постоянно используется при поисках и разведке месторождений полезных ископаемых спомощью бурения. Целью инклинометрических исследований является определение пространственного положения ствола буровой скважины, которое, вследствие ряда причин, всегда отклоняется от проектного его положения. Инклинометрические измерения проводят относительно устья скважины, определяя три параметра: глубину по оси скважины, угол отклонения ствола скважины от вертикали (зенитный угол θ) и азимут. Измерения ведут с помощью инклинометров различного типа — магнитных, электрических, фотографических и гироскопических. По данным замеров строится план (инклинограмма), который является проекцией оси скважины на горизонтальную плоскость, а также профили север—юг и запад—восток. Данные инклинометрии используются для определения истинных глубин залегания геологических объектов (глубин по вертикали), при построении карт и разрезов совместно с другими данными ГИС. Значение инклинометрии особенно возросло в настоящее время в связи с бурным развитием методов направленного бурения, которое требует точного определения положения бурового снаряда для бурения скважины в заданном направлении. Первая группа объединяет приборы, в которых для измерения азимута служит магнитная стрелка (буссоль), а датчиком угла является отвес. Показания датчиков с помощью градуированных сопротивлений (потенциометров) преобразуются в электрические сигналы и по жиле кабеля передаются на поверхность (инклинометр на сопротивлениях). Во вторую группувходят фотоинклинометры. В качестве указателя азимута служит буссоль, указателя угла — сферическое стекло с нанесенной сеткой углов наклона и шарик, свободно перемещающийся по этой сферической поверхности. Замеры проводят по точкам. Регистрация осуществляется в скважинном приборе путем фотографирования показаний датчиков на кинопленку. Третья группа— это гироскопические инклинометры. В качестве датчика азимута используют гироскоп, который при вращении сохраняет заданное направление оси в пространстве. Датчиком угла искривления служит отвес. Измерения выполняют непрерывно по стволу скважины.  Приборами, в которых датчиком азимута служит буссоль, измерения азимута можно проводить только в открытом стволе скважины. Гироскопические инклинометры позволяют измерять азимут в скважинах, обсаженных металлической колонной, а также в разрезах, в которых естественное магнитное поле Земли аномально искажено местными полями. На практикегеологоразведочных работ на нефть и газ наиболее широко применяются инклинометры с дистанционным электрическим измерением, в которых датчиками служат градуированные электрические сопротивления. Основная часть инклинометра— вращающаяся рамка, кинематическая схема которой показана на рисунке. Центр тяжести рамки смещен, в результате чего при любом положении скважинного прибора в пространстве плоскость рамки устанавливается перпендикулярно к плоскости искривления скважины. В рамке размещен указатель азимута и угла. Указатель азимута состоит из магнитной стрелки 1 и градуированного электрического сопротивления 2 (кругового реохорда). Круговой реохорд смонтирован на изоляционной панели и установлен под магнитной стрелкой. Магнитная стрелка выполнена из двух намагниченных стерженьков, которые закреплены в дюралюминиевом колпачке с агатовым подшипником. Подшипник насажен на острие оси 5. Стрелка снабжена изолированными от нее пружинными контактами 4. Корпус, в котором смонтирован указатель азимута, закреплен на двух полуосях и под действием груза 5 занимает положение, при котором ось магнитной стрелки всегда ориентирована вертикально. Датчик угла искривления состоит из отвеса 6, стрелки 7 и градуированного электрического сопротивления (углового реохорда) 8. Плоскость качания отвеса перпендикулярна к плоскости рамки и совпадает с плоскостью искривления скважины. В инклинометре установлен электромагнит, который по команде с поверхности фиксирует или освобождает магнитную стрелку и отвес. С помощью коллектора с тремя контактными кольцами 9 и двумя парами щеток 10 к измерительной цепи подключаются с помощью переключателя П либо реохорд угла наклона, либо датчик азимута. При изменении азимута магнитная стрелка пружинными контактами 4 закорачивает часть реохорда. Сопротивление незамкнутой части ΔRφ пропорционально азимуту φ. При измерении угла стрелка указателя угла отклонения, жестко скрепленная с отвесом, переместится на дугу δ и закоротит реохорд. Сопротивление незакороченного участка реохорда ΔRδ пропорционально углу δ. Углы отклонения измеряют при фиксированном положении всех чувствительных элементов. Пластовая наклонометрия Пластовый микроэлектрический сканер измеряет микросопротивления нород стенки скважины кнопкообразными электрическими датчиками (микроэлектродами), расположенными на рычагах в определённых рядах. При проведении измерений все рычаги тесно прижимаются к стенке; при этом регистрируются сила и напряжение электрического тока, отражающие изменение микросопротивления околоскважиных пород. Предназначен для определения азимутального распределения удельного электрического сопротивления горных пород в скважине зондовой установкой фокусированного бокового каротажа. FMI-HD “Schlumberger” - Классификация геологических объектов, интерпретируемых по имиджам. Определение элементов залегания (углов и азимутов падения) определенных геологических объектов. - Проведение структурного анализа. Структурное зонирование. Определение структурных углов для интервалов стратиграфических единиц. - Оценка коэффициента песчанистости пород, точная оценка интегральных толщин песчаных прослоев. - Оценка трещиноватости пород по разрезу: классификация отдельных трещин, расчет трещинной пористости и раскрытости трещин, оценка количества трещин на метр. - Оценка вторичной пористости каверно-поровых карбонатных коллекторов. - Седиментологический анализ. Оценка условий осадконакопления по текстурным особенностям разреза, определяемым на имиджах. - Анализ состояния ствола скважины. Определение азимутов максимального и минимального горизонтальных напряжений (для вертикальных и вертикально-наклонных скважин) по техногенным нарушениям стенок ствола скважины. Потокометрия Дебитометрия - расходометрия является одним из основных методов изучения эксплуатационных характеристик пласта. Измерение скорости потока (или расхода) жидкости по стволу скважины. Задачи, решаемые этим методом: определение дебита нефти по пластам и пропласткам в добывающих скважинах или расхода воды в нагнетательных; определение мест притока и поглощения жидкости в скважинах; изучение гидродинамических характеристик пластов-коллекторов. Приборы, применяемые в этом методе, называются скважинными расходомерами (дебитомерами). Наибольшее распространение имеют инжекционные, термокондуктивные и тахометрические расходомеры. Инжекционные расходомеры (рис. 1) состоят из корпуса с центрирующими фонарями, внутри которого располагается инжектор метки потока и 2 детектора меток.  Инжектор впрыскивает в поток метку, т.е. порцию жидкости, отличающуюся от промывочной жидкости по какому-либо физическомусвойству (радиоактивности, температуре, прозрачности или электропроводности). Эта метка переносится потоком и улавливается сначала первым, а затем вторым детектором. Засекают время продвижения метки от 1 до 2 детектора и, зная расстояние между ними, рассчитывают скорость потока, а зная диаметр скважины и диаметр самого прибора - расход потока. Относительная погрешность измерений — 2-5%. Тахометрические (механические)расходомеры состоят из первичного преобразователя — датчика скорости потока в виде турбинки или крыльчатки, соосной с потоком, и вторичного преобразователя, вырабатывающего электрический сигнал, пропорциональный числу оборотов крыльчатки за единицу времени. Тахометрические преобразователи могут быть разные: омические, индуктивные, магнитоуправляемые, оптические. Соответственно преобразователю различаются и их управляющие элементы. Например, если преобразователь магнитоуправляемый (т.е. магнитный контакт, или феррозонд), то управляющий элемент - постоянный магнит; если индуктивный (катушка индуктивности на незамкнутом сердечнике), то управляющий элемент - пластина из ферромагнитного материала, замыкающая сердечник, и т.п.  В итоге расходометрических исследований получают график изменения притока или поглощения жидкости с глубиной, который называют профилем притока или поглощения Результаты расходометрических измерений представляют в виде интегрального и дифференциального профилей. Интегральный профиль – это график изменения суммарного расхода или притока, жидкости. Дифференциальный профиль представляет собой график поинтервального расхода жидкости по глубине скважины. Интервалы притока характеризуются на профиле резкими изменениями показаний расходомера. Термокондуктивные расходомеры (термоанемометры) представляют собой термочувствительный элемент R, помещаемый в исследуемый поток и нагретый до температуры, превышающей температуру потока. При первоначальной температуре (в неподвижной жидкости) измерительный мост сбалансирован, и прибор, включенный в его диагональ, дает нулевые показания. Набегающий поток жидкости охлаждает чувствительный элемент тем интенсивнее, чем выше скорость потока. Баланс моста нарушается, и регистрирующий прибор начинает давать показания. Приборы этого типа обладают хорошей чувствительностью, однако результаты измерений с ними трудно поддаются количественной интерпретации. К тому же, на результаты сильно влияет изменение теплофизических свойств среды, например, примесь газа, изменение состава, плотности среды и т.п.  Электрическая схема измерений с термокондуктивным расходомером-дебитомером Термометрия Термометрия основана на регистрации температуры в стволе скважины, обычно связанной с продуктивным пластом перфорационными отверстиями или открытым фильтром. Специальным предметом изучения являются искусственные поля в интервалах пластов, заколонных перетоков и др. при разработке месторождений методами ПГИ. Жидкостные термометры Принцип - изменение объема жидкости (ртуть, спирт и т.д.) Электрические термометры Современные приборы регистрируют температуру флюида в скважине путем измерения сопротивления чувствительного элемента, выполненного из платины. Платина - идеальный датчик температуры, так как ее сопротивление стабильно и зависит линейно от температуры в широких диапазонах. Таким образом, прибор постоянно регистрирует сопротивление терморезистора, который по калибровочной таблице, соотносится с температурой окружающей среды. Чувствительный элемент содержится в герметичном корпусе,находящимся в полуоткрытой проточной камере, внутренняя часть которой омывается флюидом. Применение термометрии: - определение интервалов притока (закачки) флюида; - определение заколонных перетоков флюида; - определение мест негерметичности НКТ и обсадной колонны; - определение высоты подъема цемента за колонной; - а также определение высоты трещин ГРП, уровня флюида в скважине,интервалов перфорации после прострела и др. Преимущества метода: - недорогой метод; - обладает высокой точностью и разрешением; - позволяет решать широкий спектр задач; - комплексируется с другими методами. Акустический цементомер Акустическая цементометрия (АКЦ) используется в обсаженных скважинах для оценки качества цементирования заколонного пространства. Акустический каротаж основан на возбуждении в жидкости,заполняющей скважину, импульса упругих колебаний и регистрации волн, прошедших через горные породы, на заданном расстоянии от излучателя в одной или нескольких точках на оси скважины. Возбуждение и регистрация упругих волн при АК осуществляется с помощью электроакустических преобразователей. При воздействии на элементарный объем породы с помощью ультразвуковой волны (10-75 кГц) происходит деформация частиц породы и их перемещение. Во всех направлениях от точки приложения возбуждающей силы изменяется первоначальное состояние среды. В зависимости от вида деформации в породе возникают различные типы упругих волн. Характеристики акустических сигналов, зарегистрированных в обсаженных скважинах, очень чувствительны к условиям на контактах между цементным камнем, обсадной колонной и горной породой. Поэтому АК широко применяют как для изучения разрезов скважин, так и для оценки их технического состояния. Метод позволяет: - установить высоту подъема цемента; - выявить наличие или отсутствие цемента за колонной; - определить наличие каналов, трещин, каверн в цементном камне; - изучить степень сцепления цемента с колонной и породами.  Если колонна обсадных труб свободна, не связана с цементом, то упругая волна распространяется непосредственно по металлу колонны с постоянной скоростью и с малой потерей энергии. Амплитуда волны по колонне Ак сохраняется максимальной. Незацементированная колонна на волновой картине отмечается мощным долго не затухающим сигналом упругих волн, приходящим за время, которое равно времени пробега волны на длине зонда со скоростью распространения упругих волн по обсадной колонне.  Волновые картины по первому и второму приемникам в случае свободной колонны. В случае жесткого контакта колонны с цементом упругие колебания, распространяясь по колонне, возбуждают колебания в цементном камне. Прохождение волны по цементу характеризуется снижением скорости распространения волны и значительными потерями энергии. В результате возрастает время прохождения волны и снижается амплитуда проходящей волны. При контакте цементного камня со стенками скважины время прихода волны определяется свойствами горных пород.  Волновые картины по первому и второму приемникам в случае жесткого контакта цементного камня с горной породой и колонной. Проводится АКЦ через 1-2 суток после цементирования колонны. Измерения проводятся совместно с электротермометром. СГДТ - скважинный гамма-дефектомер-толщиномер Предназначен для оценки качества цементирования затрубного пространства и интервалов износа обсадных труб в нефтяных и газовых скважинах. Применяется для исследования скважин с обсаженным стволом, при любом типе промывочной жидкости, трехжильном геофизическом кабеле длиной не более 7000 м. Решаемые задачи: - определение высоты подъема цемента; - выделение интервалов с различным типом цемента (цемент, гельцемент и др.); - определение эксцентриситета колонны в скважине; - определение муфт, центрирующих фонарей, пакеров; - определение интервалов перфорации и износа обсадных труб. Прибор регистрирует рассеянное гамма-излучение по периметру и стволу скважины. Конструкция зондов (длина и углы коллимации) обеспечивает работу одного из них в области плотностной инверсии (зонд малой длины), а второго - в режиме плотностного каротажа (зонд большой длины). Интенсивность рассеянного гамма излучения, регистрируемого с помощью зонда малой длины, определяется средней по периметру толщиной стенки обсадной колонны, а интенсивность рассеянного гамма-излучения, регистрируемого с помощью зонда большой длины, определяется, в основном, объемной плотностью вещества в затрубном пространстве, что дает возможность определять толщину стенки обсадной колонны, наличие и состояние цементного кольца за колонной, имеющего большую объемную плотность по сравнению с буровым раствором. Прибор, регистрируя рассеянное гамма-излучение пород, позволяет за один спуско-подъем производить запись пяти диаграмм: - толщинограммы - кривой значений средней по периметру толщины стенки обсадной колонны и отметок муфтовых соединений; - интегральной цементограммы - кривой, несущей информацию о средней плотности вещества в затрубном пространстве; - двух селективных цементограмм, смещенных на 180о по периметру скважины - кривых, несущих информацию об относительных изменениях плотности вещества в затрубном пространстве; - диаграммы гамма-каротажа. Локаторы муфт Простейший локатор муфт состоит из катушки индуктивности с большим количеством витков и 2-х постоянных стержневых магнитов, установленных по обе стороны от катушки одноименными полюсами навстречу друг другу. Оси катушки и магнитов совпадают. Магнитные силовые линии постоянных магнитов пронизывают катушку индуктивности и замыкаются через трубу. При движении локатора в трубе, имеющей постоянную толщину стенок, магнитные потоки обоих магнитов одинаковы и компенсируют друг друга. Сигнал на выходе катушки индуктивности равен 0. При прохождении локатора мимо стальной соединительной муфты сначала усиливается магнитный поток верхнего магнита, затем - нижнего. На выводах катушки появляется двуполярный импульс напряжения, который и регистрируется на поверхности. Амплитуда сигнала достаточно велика, так что никаких усилителей здесь не требуется. Локатор реагирует и на некоторые повреждения ОК - трещины, перфорационные отверстия. Диаграммы ЛМ используют для точной привязки интервалов перфорации. Муфты служат реперами. Их положение увязывают с маркирующими горизонтами обычных каротажных диаграмм необсаженных скважин путем совместной записи диаграмм ГК и ЛМ. Затем глубину спуска перфораторов проверяют по муфтам колонны. Обычное расстояние между соединительными муфтами - около 10 м. |