1 Лекция 21. Лекция 21 Методы контроля технического
 Скачать 51.3 Kb.
|
|
Лекция № 21: Методы контроля технического состояния обсадных колонн Систематический контроль технического состояния обсадных труб является одной из наиболее действенных мер предотвращения возможных аварий и заключается в определении их остаточной толщины, внутреннего диаметра, овальности, местоположения башмака и муфтовых соединений, а также в выявлении в них различных дефектов (трещин, порывов и т.д.). В настоящее время известны следующие методы: опрессовка, индикаторный метод по радону (ИМР), расходометрия и дебитометрия, термометрия, резистивиметрия. Кроме этого применяются оптический метод контроля, акустические методы, профилеметрия, методы магнитной и электромагнитной дефектоскопии, метод рассеянного гамма–излучения, метод снятия оттисков и силовой метод контроля. Рассмотрим кратко их возможности с целью определения оптимальных сочетаний для получения достоверной и достаточной информации о техническом состоянии обсадных колонн. Часть 1 - Основные характеристики методов контроля 21.1. Метод опрессовки. Первую информацию о характере повреждений обсадных колонн обычно получают при испытаниях их на герметичность. При этом по расходу закачиваемой в колонну жидкости можно составить представление о тяжести повреждения. Место повреждения определяют поинтервальной опрессовкой с помощью пакеров. Колонну с пакерами спускают на половину глубины обсаженной скважины и создают давление жидкостью или воздухом. При перепаде давления 1,5–2,0 МПа эластичные манжеты запакеровываются, перекрывая межтрубное пространство в скважине. Путем предварительного исключения герметичных узлов обсадной колонны при осевых перемещениях колонны труб с пакерами вниз и вверх определяют интервал повреждения. В худшем случае, когда место повреждения будет найдено после исключения всей герметичной части обсадной колонны, кроме участка длиной 10 , где колонна негерметична, число осевых перемещений n колонны труб с пакерами в скважине при длине обсадной колонны L будет равно:  (1)Так, при L = 2000 м, а 10 = 1 м, n = 10. В лучшем случае – n = 1. Во всех остальных случаях для данной обсадной колонны число перемещений 1 < n < 10. Отсюда видно, что этот метод достаточно трудоемок. Выше показано, что повреждение изношенных и ослабленных порезами обсадных колонн происходит при избыточном внутреннем давлении всего 1,4–8,4 МПа. Следовательно, можно сделать вывод, что метод опрессовки является разрушающим, т.е. обнаружение имеющихся повреждений обсадных колонн может сопровождаться образованием новых. 21.2. Индикаторный метод по радону (ИМР). Для контроля технического состояния обсаженных скважин в институте «ВолгоградНИПИнефть» разработан индикаторный метод по радону (ИМР), заключающегося в обогащении нелетучих жидкостей (воды, нефти, бурового и тампонажного растворов и т.д.) радоном, введении этих жидкостей в скважину и обнаружении их с помощью гамма–каротажа. Технология проведения исследований предусматривает запись кривой естественной γ – активности, прокачку индикатора и запись кривой γ – активности после продавливания индикатора в заколонное пространство. Сопоставление этих кривых дает возможность определять места повреждений обсадных колонн и поглощения растворов, направление движения жидкости в затрубном пространстве, профиль приемистости скважины и т.д. Радон не адсорбируется на буровом, эксплуатационном и каротажном оборудовании, глинистой корке и скелете пород, быстро выводится из организма (1–6 ч). Период полураспада составляет 3,825 ч. Поэтому обеспечивается большая степень радиационной безопасности, чем при использовании других радиоактивных индикаторов. С целью очистки оборудования и каротажной станции от радонового индикатора достаточно промыть их водой один – два раза. Использованную воду закачивают в скважину или собирают в специальный сборник, где выдерживают до спада активности радона. Контейнер, в который собирают радон, должен быть герметичным и прочным. Для его перевозки необходима специальная автомашина или прицеп. Мощность дозы излучения в кабине автомобиля не должна превышать 2,8 мбэр/ч, а на расстоянии 2 м от наружной поверхности автомашины или прицепа – 10 мбэр/ч. Следует отметить, что, несмотря на сравнительно малую адсорбцию радона и быстром выводе его из организма, данный метод является экологически грязным и вредным для биологических организмов. Он требует высокого мастерства и больших затрат времени. Поэтому в России и за рубежом данный метод применяют редко. 21.3. Методы расходометрии и дебитометрии. Осуществляется с помощью механических или термокондуктивных расходомеров (дебитомеров), опускаемых в исследуемую обсадную колонну на каротажном кабеле. Механические дебитомеры (расходомеры) представляют собой тахометрические преобразователи скорости потока жидкости или газа в число импульсов в единицу времени. Чувствительным элементом служит турбинка, вращающаяся набегающим потоком того или иного флюида. Расходограмма и дебитограмма обычно представляет собой зависимость показаний механического расходомера (дебитомера) в импульсах в минуту от глубины. На дебитограммах работающие и принимающие интервалы выделяются по увеличению числа импульсов, прямо пропорциональных скорости потока жидкости. Для проведения работ необходим продавочный агрегат с запасом жидкости, объем которой превышает объем ствола скважины. Наиболее простым при определении глубины повреждения обсадных колонн является случай, когда скважина не перфорирована, призабойная зона герметична, а жидкость при закачке уходит через место повреждения обсадной колонны. Если расход жидкости составляет более 150–200 м3 в сутки, то глубина повреждения четко отмечается по кривой непрерывной записи расходометрии. В сложных случаях, когда имеется несколько повреждений в обсадных колоннах или расход жидкости через участки нарушения герметичности незначителен (менее 100 м3 в сутки), в качестве дополнительного метода может быть использована термокондуктивная дебитометрия. Термокондуктивные дебитомеры (расходомеры) работают по принципу термоанемометра – набегающий поток жидкости охлаждает нагретую электрическим током спираль и тем самым изменяет ее электрическое сопротивление. Они обладают более высокой чувствительностью, чем механические расходомеры и дебитомеры. Однако показания термокондуктивных дебитомеров и расходомеров зависят не только от количества, но и от состава флюида, протекающего по обсадной колонне. Это создает дополнительные трудности при оценке характера и величины повреждения обсадной колонны. 21.4. Метод термометрии. Метод термометрии основан на регистрации возникающих температурных аномалий в местах повреждений обсадных колонн при притоке или поглощении контрастной по температуре жидкости. При определении места притока пластовой воды скважину заполняют жидкостью, температура которой отличается от температуры пластовой воды. Для регистрации относительного изменения температуры применяют дифференциальные термометры (градиент–термометры и аномалий–термометры). В отличие от показаний, зарегистрированных обычным термометром на термограмме дифференциального термометра будет получена прямая линия, параллельная оси глубины в неповрежденном участке обсадной колонны. Аномалий–термограммы дают представление о форме и амплитуде отклонения аномалий температуры, а градиент–термограммы позволяют более точно определить местоположение границ аномальных зон. Благодаря высокой чувствительности дифференциальная термометрия также может быть использована для определения: - интервалов прострела (перфорации) эксплуатационных колонн; – интервалов внутриколонных перетоков флюидов; – интервалов межпластовых перетоков флюидов по заколонному пространству скважин; – мест негерметичности (утечек) в эксплуатационной колонне или НКТ и т.д. Недостатком метода термометрии является длительность процесса исследования в связи с ожиданием установившегося температурного режима. Поэтому термометрия обычно применяется совместно с другими методами исследования технического состояния обсадных колонн. 21.5. Метод резистивиметрии. Метод резистивиметрии основан на измерении удельного электрического сопротивления жидкости с помощью скважинного резистивиметра в сочетании с операциями, вызывающими приток или поглощение жидкости через место повреждения. Недостатками метода являются: – невысокая точность определения места повреждения из–за перемешивания жидкостей; – обнаруживается, как правило, только наиболее значительное повреждение; – необходимость проведения неоднократных замеров. Надежность обнаружения мест негерметичности рассмотренными выше методами зависит от ряда факторов, основными из которых являются объем уходящей жидкости через место повреждения, приемистость скважины и количество повреждений. Таким образом, рассмотренные выше методы оценки технического состояния обсадных колонн позволяют лишь определять наличие и интервалы повреждений без их количественных характеристик. Другими их недостатками являются длительность проведения исследований и большая трудоемкость. Методы контроля технического состояния обсадных колонн, рассматриваемые ниже, обладают большими возможностями. 21.6. Оптический метод. Этот метод получил развитие в России и за рубежом с выпуском специальной скважинной аппаратуры. В 1961 г. в СССР начато производство скважинных фотоаппаратов типа ФАС–1, предназначенных для фотографирования стенок скважин с целью изучения строения горных пород (трещиностойкости, слоистости и т.п.), а также технического состояния обсадных колонн в сухих скважинах и заполненных прозрачной жидкостью. ФАС–1 имел боковой обзор через наклонное зеркало и позволял вести съемку одиночными кадрами или сериями кадров на заданной глубине или при движении. Для получения панорамного изображения производилось фотографирование стенок скважин под разными азимутальными углами и монтаж снимков. В более поздних моделях – в фотоаппаратах ФКС–2 и ФКС–3 использовался способ кругового обзора для получения целостного кругового изображения интервала стенки скважины или обсадной колонны с использованием отражающей поверхности второго порядка. Эти фотоаппараты позволяли получать ориентированные круговые фотографии стенок скважин хорошего качества, полностью используя возможность метода фотографирования. В США и Нидерландах оптический метод также широко применялся для исследования скважин. Зарубежные фотоаппараты в основном аналогичны описанным выше. В СССР также была разработана фототелевизионная установка ФТСУ, в которой телевизионная камера совмещалась с фотоаппаратом и осветителем. Для кругового обзора предусматривалось вращение наклонного зеркала. Фотографирование производилось на фотопленку шириной 16 мм. Угол зрения – 16 градусов, число кадров – 50, длина кабеля до 3000 м. Для осмотра стенок необсаженных и обсаженных скважин в США использовались телевизионные установки, разработанные фирмами "American Pipe Cleaning Co" и "Lourens Radiation Laboratory". Стенки скважин освещались электрической лампой мощностью 1000 Вт в первом случае и группой из 12 ламп, расположенных таким образом, чтобы освещать скважину под углом 120° – во втором. Включая тот или иной ряд ламп, можно изменять освещение для получения теневых эффектов от трещин и других повреждений. Для защиты от высокой температуры предусматривался специальный кожух, заполненный фреоном или жидким азотом. Фирма "Schell Development" разработала скважинную телевизионную систему, позволяющую наблюдать за состоянием стенок с одновременным определением азимута. Забойная аппаратура диаметром 120 мм спускалась на специальном армированном коаксиальном кабеле, имеющем основную центральную жилу и одиннадцать вспомогательных. Кабель наматывался на обычную лебедку геофизического подъемника. Освещение участка скважины осуществлялось от двух электроламп. При изменении интенсивности света верхней и нижней ламп можно судить об относительных положениях обозреваемых объектов, фиксируя при этом положения теней и световых эффектов при различном освещении. В забойной аппаратуре установлено вращающееся зеркало, наклоненное под углом 45° к вертикали и позволяющее рассматривать участок стенки размером 90 х 122 мм в обсаженной или необсаженной скважине диаметром 222 мм. Небольшой магнитный компас, отражающийся в зеркале, позволяет в необсаженной скважине определить азимут изображения элементов ее стенок. Телевизионная система работоспособна при давлении до 3,5 МПа, температуре 50 °С и глубине до 1380 м. В настоящее время за рубежом фирмой «Huliberton» разработан новый метод использования телевизионной камеры для непосредственного наблюдения за состоянием бурильного инструмента в скважине, а также за наличием любых предметов на ее забое. Телевизионную камеру спускают в скважину на колонне бурильных труб и НКТ. Для обеспечения наблюдений вокруг телевизионной камеры создают оптически чистую зону путем закачки воды или специальной прозрачной жидкости. Данный метод визуального наблюдения запатентован в США и Великобритании. Оптический метод контроля, реализованный в описанной аппаратуре, может быть использован в прозрачных средах (газ, воздух, вода, прозрачный конденсат). Он не позволяет количественно определить величину износа обсадных колонн, их проходное сечение, внутренний диаметр, наличие вздутий или смятий, отличить задиры и порезы на внутренней поверхности обсадных труб от сквозных трещин. 21.7. Акустические методы В России и за рубежом широко применяются акустические методы для решения задач поисково–разведочной и промысловой геологии, определения параметров горных пород через обсадную колонну, контроля качества цементирования скважин, определения технического состояния обсадных колонн и т.д. Однако следует отметить, что: – акустические сигналы, отраженные от стенок обсадных труб, зависят от физических свойств поверхности (гладкая, твердая или мягкая), а также от угла наклона ее относительно направления ультразвукового луча и эксцентриситета акустических приборов в обследуемых обсадных колоннах (эксцентриситет не должен превышать 8 мм, а перекос прибора – всего 0,4°; – наличие отложений на внутренних стенках обсадной колонны (парафина, карбонатов, корок различного происхождения, продуктов коррозии и т.д.), резко снижает эффективность акустических методов; – шероховатая или изъязвленная внутренняя поверхность обсадных труб приводит к ошибкам измерений, достигающим 30% от фактической толщины стенок; – невозможно выделить сквозные трещины на фоне задиров и всевозможных царапин; – акустические приборы неработоспособны в "сухих" скважинах, исследования сильно затруднены в скважинах с неоднородным буровым раствором, содержащим шлам и газовую фазу, поскольку затухание акустической волны в нем возрастает в сотни раз и отраженный эхосигнал может не достигать приемника (максимальная плотность бурового раствора – не более 1300 кг/м3). В связи с вышеизложенным, можно сделать выводы о том, что: – использование акустического метода для получения количественной информации и определения характеристик дефектных участков труб обсадных колонн в реальных скважинных условиях сильно затруднено искажающим воздействием указанных дестабилизирующих факторов; – проведение исследований с помощью скважинных акустических телевизоров отечественного и зарубежного производства (CAT –1, САТ–2, САТ–4, ABF –12 и др.) целесообразно только в неглубоких скважинах (с небольшими отклонениями стволов от вертикали), заполненных однородной жидкостью и при тщательной очистке стенок колонны от коррозии, загрязнений парафином и отложений солей. Во ВНИИКРнефти была разработана аппаратура акустического каротажа, работающая в пассивном режиме (гидрофон–шумоиндикатор), основанная на регистрации интенсивности шума, вызванного потоком флюида через негерметичность. 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 отдельных микродефектов 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 негерметичность. Подобные явления объясняются главным образом тем, что поток через дефект обсадной колонны имеет в этих случаях ламинарный характер. Исследования в скважинах сильно затруднены из–за сопутствующих шумов механического происхождения (шум центрирующих узлов и шум каротажного кабеля). Поэтому измерение интенсивности шумов гидродинамического происхождения осуществляется, как правило, при остановках скважинного прибора. 21.8. Метод профилеметрии. Данный метод основан на измерении диаметров обсадных колонн одновременно в нескольких вертикальных плоскостях с помощью многорычажной механической системы, снабженной датчиком перемещений. Измерительные рычаги в скважинном приборе устанавливаются равномерно по окружности и прижимаются к внутренней поверхности обсадной колонны с усилием, достаточным для "продавливания" различных отложений. С помощью данного метода можно оценить изменение внутренней геометрии труб с высокой скоростью (более 1000 м/ч). Трубные профилемеры ПТС–I, ПТС–2 и ПТС–4 содержат по 8 измерительных рычагов, связанных с помощью толкателей с 8 резистивными датчиками перемещений. С помощью переключателя сигналы датчиков перемещений поочередно передаются на поверхность. Погрешность измерения внутренних размеров труб профилемерами ПТС–1, ПТС–2 и ПТС–4 составляет ±1,0...1,5 мм. Электромеханический многорычажный каверномер фирмы "Dresser Atlas", по сравнению с отечественными приборами ПТС–1, ПТС–2, и ПТС–4, имеет большее число измерительных рычагов, контактирующих с внутренней поверхностью обсадной колонны и большую точность. С увеличением числа измерительных рычагов вероятность попадания их в зону максимального износа растет, но и в этом случае не обеспечивается непрерывность контроля труб по их периметру, что необходимо для выявления дефектов обсадных колонн типа трещин. Данный метод не обладает высокой эксплуатационной точностью (из–за деформации измерительных рычагов, эксцентриситета скважинного прибора в обсадной колонне и т.д.) и достоверностью, т.к. уменьшение внутреннего диаметра труб меньше номинального значения в зоне коррозионных и иных отложений может быть ложно истолковано как их деформация и смятие. 21.9. Методы магнитной дефектоскопии Магнитные методы применяют для контроля изделий из ферромагнитных материалов, находящихся в намагниченном состоянии. В зависимости от задач контроля используется циркулярное, продольное и комбинированное намагничивание. Наибольшая выявляемость дефектов наблюдается при направлении намагничивающего поля в изделии перпендикулярно направлению дефекта. Магнитные силовые линии, встречая дефект на своем пути, не пересекают его, а обтекают, распространяясь к поверхности изделия. В результате над дефектом создается "выпучивающееся" магнитное поле, называемое полем утечки. Регистрация полей утечки может осуществляться с помощью ферромагнитного порошка или ферромагнитной жидкости. При этом ферромагнитные частицы как мелкие магнитики размещаются в местах дефектов, создавая видимое изображение, так называемые "спектры дефектов". Исследования, проведенные французской фирмой "Vetсо OGD" показали, что надрез на внутренней поверхности трубы шириной I мм и глубиной 12% (и более) от толщины стенки трубы хорошо выявляется с помощью магнитной дефектоскопии. В эксперименте использовалась труба диаметром 125 мм и толщиной стенки 8 мм. Для успешного применения магнитных методов напряженность магнитного поля должна быть 4000–8000 А/м. Следует также иметь в виду, что после проведения контроля труб необходимо их размагничивать. Исходя из вышеизложенного можно сделать вывод, что метод магнитной дефектоскопии наиболее удобно применять для контроля дефектов труб на земной поверхности. 21.10. Электромагнитные методы дефектоскопии Основаны на регистрации изменений электромагнитного поля, возбуждаемого в изделии индуктивной катушкой. Электромагнитное поле воздействует на катушки измерительного преобразователя, наводя в них ЭДС или изменяя их полное сопротивление. ЭДС и полное сопротивление преобразователя зависят от многих параметров объектов контроля, т.е. информация по характеру многопараметровая. С одной стороны это позволяет осуществить многопараметрический контроль, а с другой – требуются специальные приемы для разделения информации об отдельных параметрах объекта. При контроле одного из параметров влияния остальных на сигнал преобразователя становится мешающим и это влияние необходимо всячески уменьшать. Другая особенность электромагнитного контроля состоит в том, что его можно проводить без контакта преобразователя с объектом контроля. Получение первичной информации в виде электрических сигналов, бесконтактность и высокая производительность определяют широкие возможности электромагнитных методов. Кроме того, на сигналы измерительных преобразователей практически не влияют влажность, давление, радиоактивные излучения, загрязнение поверхности объекта контроля непроводящими веществами. Они могут работать в широком диапазоне температур и давлений, в агрессивных средах, устойчивы к механическим воздействиям. Указанные качества создают предпосылки широкого использования электромагнитных методов в скважинных условиях для контроля технического состояния обсадных колонн. 21.11. Метод рассеянного гамма–излучения (МРГ) Метод рассеянного гамма–излучения (МРГ) основан на поглощении гамма–квантов при расхождении 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, определения высоты подъема цемента, 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). Метод позволяет определять среднюю толщину стенки по периметру, интервалы механического и коррозионного износа, крупные дефекты с большой потерей металла независимо от плотности скважинной жидкости, отложений парафина и загрязнений внутренней поверхности труб. В России данный метод реализуется с помощью аппаратуры СГДТ–2, СГДТ–3 и т.п. Скважинный гамма–дефектомер–толщиномер СГДТ–2 позволяет в 146 и 168 мм обсадных колоннах определить: – среднюю толщину и средний диаметр труб по периметру с точностью до 0,5 мм; – эксцентриситет колонны; – качество заполнения затрубного пространства цементным раствором; – места расположения муфт и центрирующих фонарей; – высоту подъема тампонажного раствора; – равномерность его распределения за колонной. СГДТ–2 имеет большую чувствительность и разрешающую способность, но область его применения ограничена температурами 80–100 °С. В результате этого он находит применение в районах сравнительно неглубокого бурения (в Татарии, Башкирии, Тюменской области и т.д.). Гамма–дефектомер–толщиномер скважинный СГДТ–3 предназначен для определения технического состояния обсадных колонн диаметром 146–168 мм и качества цементирования. С его помощью могут быть определены интервалы механического и коррозионного износа и средняя толщина обсадных колонн в диапазоне 5–12 мм с погрешностью 0,5 мм при внешнем гидростатическом давлении до 60 МПа и при температуре окружающей среды от –10 до: 120 °С, а также эксцентриситет колонны в скважине. Кроме указанных приборов (СГДТ–2 и СГДТ–3) известны гамма–толщиномер и гамма–калибромер, позволяющие определять толщину обсадных труб с точностью до 0,25 мм и внутренний диаметр их с точностью до –0,5 мм соответственно. Однако все они имеют ряд существенных недостатков: – не выявляется желобной износ обсадных колонн, поскольку он оказывается изначально усреднен и "растянут" по всему периметру труб, а также трещины и небольшие дефекты, мало изменяющие объемную плотность среды в зоне контроля; – определяют только усредненные значения толщины стенки и средний диаметр труб по периметру; – по результатам исследований нельзя получить информацию о внутренней геометрии (проходном сечении) обсадных колонн; – на качество получаемой информации влияют барит в буровом растворе и отложения солей в скважинной зоне и на внутренних стенках обсадной колонны; – сложность аппаратуры, требующая высококвалифицированного обслуживания и тщательной подготовки к исследованиям; – низкая скорость исследований; – использование радиоактивных изотопов для создания гамма–излучения накладывает дополнительные требования к безопасности проведения исследований, а сами исследования приравниваются к аварийным работам в скважинах из–за опасности оставления радиоактивного источника на забое. 21.12. Метод снятия оттисков Метод снятия оттисков реализуется с помощью спуска в обсадную колонну на трубах гидравлической печати, которая содержит недеформируемую или упругодеформируемую матрицу с установленным на ней пластичным слоем и механизм, прижимающий пластичный слой к изучаемому объекту. Преимущество метода снятия оттисков заключается в том, что можно получать макро и микрогеометрию контролируемой поверхности на значительной площади. Получаемые оттиски легко интерпретируются, печать дает объемное изображение корродированных мест, лопнувших труб, трещин, порезов и перфорационных отверстий. Недостатком данного метода является невозможность получения информации с поверхности обсадных колонн, имеющей малопроницаемые или совсем непроницаемые дефекты труб, за счет защемления жидкости в углублениях дефектов. Это препятствует контакту пластичного рабочего слоя с углублениями на исследуемых участках труб. Не определяются дефекты, имеющие плавные переходы, например, желобной износ обсадных колонн замками бурильной колонны. Использование гидравлических печатей для определения мест повреждения сопряжено с большими затратами времени на проведение исследований, поскольку они являются средствами контроля одноразового действия. Следовательно, для получения отпечатков дефектного участка обсадной колонны необходимо предварительное и точное определение его местоположения другими методами. Метод снятия оттисков реализован в России в гидравлической печати ПГ. Принцип действия печати основан на прижатии пластичной поверхности расширяющегося резинового баллона к поврежденному участку обсадной трубы. Расширяется баллон жидкостью, закачиваемой под давлением. Гидравлическая печать на насосно–компрессорных или бурильных трубах спускается к месту повреждения колонны. При этом жидкость, имеющаяся в скважине, через заливной клапан заполняет колонну труб и устройство; в течение, 0–15 мин поддерживается давление 1–3 МПа, после чего сливной клапан срабатывает, давление сбрасывается и печать поднимается на поверхность. Гидравлическая печать разработана для эксплуатационных колонн диаметром 146 и 168 мм в институте ВНИИКРнефть и предназначена для снятия отпечатков с внутренней поверхности обсадной колонны при ремонте скважины с целью определения места, размеров и формы ее повреждения, а также для оценки качества перфорации. Использование гидравлической печати помогает оценить состояние ремонтируемой колонны и сделать правильный выбор способа ремонта. Исследования выполнимы в скважинах, заполненных водой, глинистым раствором с температурой до 363 К (90 °С). Применение гидравлической печати при температурах до 90 °С обусловлено термостойкими свойствами сырой резины. Испытания показали, что полученные отпечатки имеют четкий оттиск, позволяющий характеризовать состояние поврежденного участка колонны. 21.13. Силовой метод контроля Силовой метод контроля основан на измерении сил сопротивления движению спускаемого устройства в скважине. С помощью силового метода контроля можно решать следующие задачи: – определение интервалов резких перегибов ствола и будущих осложнений в обсадной колонне; – определение прохождения через обсадную колонну различных компоновок инструмента и долот; – исследование процесса трения бурильных труб в обсадной колонне. Кроме того, силовой метод контроля можно использовать для выбора мест установки центраторов, протекторов, изучения закономерностей желобообразования в обсаженном и открытом стволах, определения фактической нагрузки на долото и т.д. Замеры сил сопротивления в новой обсадной колонне позволяют выделять интервалы повышенных усилий при движении бурильных труб. Причинами этого могут быть резкие перегибы, уступы в местах соединения труб, увеличение или уменьшение диаметров, неровности в открытом стволе скважины и т.д. В этих интервалах возможны ускоренный износ, порезы и другие повреждения обсадных труб, срыв протекторных колец, слом бурильного инструмента. Для осуществления силового контроля в СевКавНИПИнефти разработан комплекс устройств. Так, для измерения сил сопротивления и прижимающих усилий применяются устройства, в которых действующие усилия деформируют динамометрические пружины, размещенные в силовом звене. Эти деформации записываются на диаграмме регистрирующего устройства. Наряду с устройствами для измерения сил сопротивления, которые спускаются на бурильных трубах и имеют автономные регистраторы, разработаны устройства аналогичного назначения, спускаемые на каротажном кабеле и имеющие по нему канал связи с наземным регистратором. Промысловые испытания показали, что этим устройством можно определять перегибы обсадных колонн, в которых следует ожидать максимальный износ, а также устанавливать интервалы низкой проходимости геофизических приборов в стволе скважины. Указанные устройства не дают никакой информации о повреждениях обсадных колонн, а только позволяют определить зоны по длине обсадной колонны, в которых повреждения обсадных труб наиболее вероятны. Данные устройства могут быть полезны при проведении исследований технического состояния обсадных колонн для уменьшения затрат времени, поскольку при их исследовании можно совместить определение зон наиболее вероятных повреждений с операцией шаблонирования обсадной колонны, проводимой при подготовке скважины к исследованиям. Заканчивая обзор методов контроля, отметим, что в соответствии с РД 39–I–II-90–84 сквозные повреждения обсадных колонн обнаруживают комплексом методов – с помощью термометра, расходомера, локатора муфт, а в качестве дополнительных технических средств рекомендуется использовать скважинный акустический телевизор CAT, электромагнитный индикатор дефектов ДСИ, а также микрокаверномеры–профилемеры. Кроме того, сквозные повреждения обсадных колонн определяют путем поинтервальной опрессовки с помощью пакеров различной конструкции. В последнем случае на поиск мест негерметичности затрачивается много времени и средств, особенно при наличии нескольких повреждений в обсадной колонне. Как было показано выше, обнаружение мест негерметичности в изношенных обсадных колоннах может сопровождаться образованием новых повреждений, т.е. гидродинамические методы определения повреждений обсадных колонн является разрушающими. Часть 2 - Возможности и ограничения к применению методов В табл. 1 приведены возможности рассмотренных методов. При этом, параметры, которые могут быть определены тем или иным методом отмечены единицей, а неопределимые – нулем. Как видно из таблицы 1, недостатком большинства методов контроля является малая информативность, наличие разнообразных ограничений, а также то, что определение характера обнаруженных дефектов и их точных размеров довольно сложно. Возможности методов контроля технического состояния обсадных колонн. Таблица 1.
хх – при очистке исследуемой обсадной колонны от отложений на ее внутренней поверхности; ххх – маловероятно; хххх – наблюдается сильная взаимосвязь выходного сигнала датчиков от указанных параметров. Анализ методов оценки технического состояния обсадных колонн позволяет отдать предпочтение электромагнитным методам, т.к. они позволяют бесконтактно и количественно определять повреждения обсадных колонн, независимо от наличия цементной корки, парафина или состава бурового раствора. Кроме того, исследования могут быть выполнены в "сухих" скважинах и в скважинах, заполненных любой жидкостью, с любым содержанием газовой фазы. Однако при этом необходимо иметь в виду, что в скважинных условиях изменения электрических и магнитных наличие магнитных добавок в буровом растворе, характеристик материала труб в зависимости от механических и температурных нагрузок, а также намагниченность обсадных колонн приводит к недостоверным результатам исследований. Например, в США порыв длиной около 460 мм (18 дюймов), установленный после извлечения труб на поверхность, по замерам в скважине был оценен как износ. 21.15. Определение мест притока воды в скважину, зон поглощения и затрубного движения жидкости. При нарушении герметичности обсадных колонн в скважину может поступать вода, осложняющая ее дальнейшее бурение или эксплуатацию. Если место притока и очаг обводнения не совпадают по глубине, то вода из–за некачественного цементирования передвигается по затрубному пространству и затем через нарушение в обсадной колонне или перфорационные отверстия попадает в скважину. В процессе бурения скважин возможны также поглощения промывочной жидкости, вызывающие полную или частичную потерю ее циркуляции. Оперативное определение зон поглощения промывочной жидкости и принятие мер по восстановлению полной циркуляции – одно из важных условий успешного бурения скважин. Решение перечисленных задач осуществляется различными методами: резистивиметрией, термометрией, путем закачки радиоактивных изотопов. Определение мест притока вод в скважину. Местоположение притоков вод в скважину может быть установлено методом сопротивлений, термическим методом и методом изотопов. В методе сопротивлений сравнивают удельные сопротивления воды притока и жидкости, заполняющей ствол скважины. Успешное применение метода возможно только в том случае, если эти удельные сопротивления различны. Для определения удельного сопротивления жидкости в скважине служит прибор, называемый скважинным резистивиметром. Резистивиметр представляет собой обычную трехэлектродную установку (зонд), защищенную кожухом от влияния окружающей среды. Резистивиметр показывает удельное сопротивление жидкости, заполняющей его внутреннюю полость. Перед производством измерений скважину тщательно промывают и производят первый, контрольный замер. Затем, понижая уровень жидкости в скважине, вызывают приток вод. В термическом методе определение местоположения притока основано на разности температур вод, поступающих из пласта, и жидкости, заполняющей скважину. Измерение в этом случае производят с помощью электрического термометра по аналогичной, описанной выше, методике. При применении изотопов в скважину под давлением закачивают активированную воду или буровой раствор. После закачки и тщательной промывки скважины производят регистрацию кривой гамма–излучения. Сравнивая полученную кривую с кривой гамма–излучения, зарегистрированной до обработки скважины активированной жидкостью, по увеличению интенсивности излучения определяют место притока вод. Определение затрубной циркуляции вод. Определение зон затрубной циркуляции вод производят термическим и радиоактивным методами. Термический метод основан на интенсивном теплообмене между водами, циркулирующими в затрубном пространстве, и буровым раствором. В результате этого теплообмена температура на участке циркуляции вод, несмотря на имеющийся естественный температурный градиент, остается сравнительно постоянной, что отражается на термограммах. Иногда, наблюдая процесс становления температур во времени, удается отделить пласт–обводнитель от поглощающего пласта. Радиоактивный метод определения затрубной циркуляции вод применим при наличии выхода циркулирующих вод в скважину. Для определения зоны циркуляции вод в скважину под давлением закачивают активированную воду или буровой раствор. После тщательной промывки ствола скважины производят регистрацию кривой интенсивности гамма–излучения. Сравнивая измерения интенсивности гамма–излучения, сделанные после закачки активированной жидкости, со стандартной кривой ГМ, можно выделить поглощающие пласты по резкому увеличению интенсивности излучения. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||