В. В. Климов, А. В. Шостак геофизические исследования скважин
 Скачать 7.18 Mb.
|
|
Таблица 4.2 Возможности методов контроля технического состояния обсадных колонн Методы контроля технического состояния колонн. Определяемые параметры Г л у б и н а п о в р еж д е- н и я ( и н те р в ал ) П р о тя ж ён н о ст ь д е- ф ек та Р ас к р ы ти е (ш и р и н а) д еф ек та Г л у б и н а д еф ек та О р и ен та ц и я д еф ек - та п о т ел у т р у б Г л у б и н а ж ел о б н о го и зн о са П р о х о д н о е се ч ен и е В н у тр ен н и й д и а- м ет р В ел и ч и н а к о р р о зи - о н н ы х я зв 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Опрессовка 1 1 0 0 0 0 0 0 0 Поинтервальная опрессовка 1 0 0 0 0 0 0 0 0 ИМР 1 0 0 0 0 0 0 0 0 Расходометрия 1 0 0 0 0 0 0 0 0 Дебитометрия 1 0 0 0 0 0 0 0 0 Термометрия 1 0 0 0 0 0 0 0 0 Резистивиметрия 1 0 0 0 0 0 0 0 0 Оптический 1 1 1 0 1 0 0 0 1 Телевизионный 1 1 1 0 1 0 0 0 1 МРГ 1 0 0 0 0 0 0 1 0 Снятие оттисков 0 1 1 0 1 0 0 0 1 Силовой метод 1 0 0 0 0 0 0 0 0 Акустический 1 хх 1 1 0 1 0 0 1 1 Профилеметрия 1 1 0 1 хх 0 1 хх 1 хх 1 хх 1 ххх Магнитный метод 1 1 хххх 1 хххх 1 хххх 1 хххх 1 1 1 1 Электромагнитные методы 1 1 хххх 1 ххх 1 ххх 1 хххх 1 1 1 1 ххх где, х – работоспособен в негазированной жидкости плотностью не более 1,300 кг/м 3 ; хх – при очистке исследуемой обсадной колонны от отложений на ее внутренней поверхности; ххх – маловероятно; хххх – наблюдается сильная взаимосвязь выходного сигнала датчи- ков от указанных параметров. Анализ методов оценки технического состояния обсадных колонн позволяет отдать предпочтение электромагнитным методам, т.к. они по- зволяют 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, 160 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 дюй- мов), установленный после извлечения труб на поверхность, по замерам в скважине был оценен как износ. 4.7 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 про- странству и затем через нарушение в обсадной колонне или перфорацион- ные отверстия попадает в скважину. В процессе бурения скважин возможны также поглощения промы- вочной жидкости, вызывающие полную или частичную потерю ее цирку- ляции. Оперативное определение зон поглощения промывочной жидкости и принятие мер по восстановлению полной циркуляции – одно из важных условий успешного бурения скважин. Решение перечисленных задач осу- ществляется различными методами: резистивиметрией, термометрией, пу- тем 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 слу- жит прибор, называемый скважинным резистивиметром. Резистивиметр представляет собой обычную трехэлектродную установку (зонд), защищен- 161 ную 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 осно- вано на разности температур вод, поступающих из пласта, и жидкости, за- полняющей скважину. Измерение в этом случае производят с помощью электрического термометра по аналогичной, описанной выше, методике. При применении изотопов в скважину под давлением закачивают ак- тивированную воду или буровой раствор. После закачки и тщательной промывки скважины производят регистрацию кривой гамма-излучения. Сравнивая полученную кривую с кривой гамма-излучения, зарегистриро- ванной до обработки скважины активированной жидкостью, по увеличе- нию интенсивности излучения определяют место притока вод. Определение затрубной циркуляции вод Определение зон затрубной циркуляции вод производят термиче- ским и радиоактивным методами. Термический метод основан на интенсивном теплообмене между во- дами, 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, на- блюдая процесс становления температур во времени, удается отделить пласт-обводнитель от поглощающего пласта. Радиоактивный метод определения затрубной циркуляции вод приме- ним 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 акти- вированной жидкости, со стандартной кривой ГМ, можно выделить погло- щающие пласты по резкому увеличению интенсивности излучения. 162 4.7.1 Новая технология определения мест негерметичности в муфтовых соединениях обсадных колонн Определение негерметичных муфтовых соединений традиционно про- изводится комплексом геофизических методов (термометрии, резистивимет- рии, шумометрии, акустического многозондового каротажа, высокочувстви- тельной расходометрии – притокометрии и др.). Однако следует особо отме- тить, что существующие средства и технологии определения мест негерме- тичности в муфтовых соединениях труб обсадных колонн разрабатывались в основном для нефтяных скважин, а в газовых и газоконденсатных скважи- нах они обладают существенными ограничениями к применению из-за низ- кого порога чувствительности по газу. Так, в одной из скважин Кущевской ПХГ межколонное давление достигало значительных величин и было обу- словлено малыми утечками газа в нескольких муфтовых соединениях одно- временно, причем при опрессовке технической водой эксплуатационная ко- лонна оставалась герметичной при давлении 150 кг/ см 2 . Поэтому выявление негерметичных муфт вышеуказанным комплексом геофизических методов (ГИС) оказалось невозможным. Профессором В.В. Климовым предложена новая технология прове- дения ГИС с применением метода контактной спектральной шумометрии и приборов механо-акустического каротажа СМАШ-42, использующих кон- тактный способ съема информации с помощью измерительных рычагов – волноводов и разработанных для решения комплекса задач, а именно: – обнаружения малых утечек газа в муфтовых соединениях труб об- садных колонн; – определения причин образования межколонных давлений; – выявления межпластовых перетоков флюидов; – определения путей миграции газа в заколонном пространстве газо- вых скважин. Новая технология проведения исследований методом контактной спектральной шумометрии позволяет определять: – фоновые спектральные характеристики шумов в эксплуатацион- ных колоннах (при закрытых измерительных рычагах – волноводах аппа- ратуры СМАШ-42); – спектральные характеристики шумов, обусловленных перетоками флюидов (при раскрытых измерительных рычагах аппаратуры СМАШ-42). На рисунке 4.7 показан пример обнаружения негерметичных муфтовых соединений с малыми утечками с помощью аппаратуры механо- акустического каротажа СМАШ-42 в скважине Кущевской ПХГ, где межко- 163 лонное давление достигало значительных величин и было обусловлено не- герметичностью нескольких муфт (выделены красным цветом) в верхней части эксплуатационной колонны, причем при опрессовке технической водой эксплуатационная колонна оставалась герметичной до 150 кг/ см 2 Рис. 4.7 Фрагменты каротажных диаграмм, зарегистрированные в верхней части 164 Таким образом, оказывается возможным значительно повысить дос- товерность результатов ГИС при определении мест негерметичности в эксплуатационной колонны с негерметичными муфтовыми соединения- ми, муфтовых соединениях труб обсадных колонн, причин образования межколонных давлений, межпластовых перетоков и путей миграции газа в заколонном пространстве скважин. 4.7.2 Новая технология определения источников обводнения добываемой продукции и выявления интервалов негерметичности заколонного пространства скважин Проблема выявления интервалов негерметичности заколонного про- странства и определения источников обводнения продукции скважин явля- ется весьма важной и актуальной. Для ее решения на практике применяют- ся метод термометрии, акустические и радиоактивные методы, трассерные исследования и др. Их общим недостатком является низкая эффективность. Поэтому оп- ределить интервалы негерметичности заколонного пространства и источ- ники обводнения продукции газовых и нефтяных скважин очень сложно. Их общим недостатком является низкая эффективность. Поэтому оп- ределить интервалы негерметичности заколонного пространства и источ- ники обводнения продукции газовых и нефтяных скважин очень сложно: – прибор импульсного нейтрон-нейтронного каротажа 4 поднимают от забоя, устанавливают выше интервала перфорации напротив вышеле- жащего водоносного пласта 14 и облучают его через эксплуатационную колонну; – регистрируют значения гамма-излучения с помощью датчика 10, установленного на устье скважины на продуктопроводе 11. При этом, в случае подтока вод, содержащих ионы натрия и хлора, через дефекты цементного кольца из верхнего водоносного пласта 14, произойдет увели- чение показаний датчика 10 за счет наведенной гамма-активности внутри эксплуатационной колонны 1, а также и в заколонном пространстве. Таким образом, формируются и регистрируются два всплеска наве- денной гамма-активности. Источник обводнения продукции определяют по форме кривой наведенной гамма-активности, причем одногорбая форма свидетельствует о подтоке подошвенных вод, а двугорбая – о поступлении вод из вышележащих пластов. 165 Реализация указанного способа не представляет затруднений и не требует специального разрешения Ростехнадзора, поскольку факторы эко- логической опасности и биологической вредности отсутствуют. Рис. 4.8 Новый способ определения источников обводнения продукции скважин. 166 5. СХЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИС В НАКЛОННО – ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ 5.1 Горизонтальная скважина как объект геофизических исследований Наклонно – направленные скважины и скважины с горизонтальным окончанием стволов становятся основным инструментом разработки ме- сторождений углеводородного сырья. В настоящее время объем бурения горизонтальных скважин на нефтегазовых месторождениях составляет около 90 % из общего объема бурения. Горизонтальные скважины находят применение и при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). Только на Краснодарском и Кущевском ПХГ эксплуатируется более 90 наклонно- горизонтальных скважин. Длина ГС может достигать 1000 и более метров. C увеличением дли- ны горизонтальной скважины, дебит будет возрастать. Чем протяженнее участок L гор. уч ., тем больше будет поступать в скважину нефти или газа, но с другой стороны, большее количество энергии будет тратиться на гидрав- лические потери. Возросший объем бурения горизонтальных скважин (ГС) в России и за рубежом выявил ряд особенностей проводимых в них геофизических иссле- дований практически на всех этапах освоения месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. Первоначально используемое интер- претационное обеспечение получаемых результатов исследований ГС было ранее получено для вертикальных скважин. Проблема совершенствования технического и программно-методического обеспечения исследований и об- работки данных геолого-геофизических исследований, проводимых в гори- зонтальных скважинах, не утратила своей актуальности и сегодня. 5.2 Профили наклонно направленных и горизонтальных скважин В таблице 5.1 приведены характеристики горизонтальных скважин по данным различных авторов. Основными характеристиками, как следует 167 из рассматриваемой таблицы, являются величина радиуса кривизны скважины, а также величина интенсивности угла набора кривизны. Как из- вестно, с уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия проходки. Уменьшается вероятность прохождения забойных двигателей и обсадных труб, а также геофизических приборов в стволе скважин. Таблица 5.1 Классификация горизонтальных скважин Величина радиуса Элементы ГС Калинин А.Г. и др. Бейкер Хьюз (Вакеr Huges) Joshi S.D. ГС с большим радиусом R, м <190 300–900 >305 L, м 600–1500 – 305–1219 i, град/10 м 0,7–2,0 0,6–2,0 – ГС со средним радиусом R, м 60–190 90–210 92–244 L, м 450–900 – 305–1219 i, град/10 м 3–10 2,7–6,7 – ГС с малым радиусом R, м 10–30 6–12 6–21 L, м 90–230 – 91–200 i, град/10 м 11–25 45–10 – Как известно, с уменьшением радиуса кривизны ухудшаются усло- вия проходки. Уменьшается вероятность прохождения забойных двигате- лей и обсадных труб, а также геофизических приборов в стволе скважин. Рис. 5.1 Типовой профиль горизонтальной скважины Кущевского ПХГ 168 В России применяют горизонтальные скважины с большим и сред- ним радиусом кривизны (рис. 5.1), а в мире используют в основном ГС со средним радиусом кривизны. 5.3 Технологии доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины При исследовании вертикальных скважин спуск прибора в скважину осуществляется под действием собственной массы прибора. Если она оказы- вается недостаточной, к скважинному приборы подсоединяют дополнитель- ные грузы. Как показывает опыт, в горизонтальных скважинах спуск прибора под действием собственной массы, осуществляется при величине зенитного угла не более 55°. При величине зенитного угла, превышающей 55°, необхо- димо применять специальные технические средства доставки приборов в го- ризонтальные скважины. Наиболее распространенными в РФ технологиями проведения ГИС являются: «Горизонталь-1», «Горизонталь-2», «Горизон- таль-3», «Горизонталь-4» и «Горизонталь-5». Необходимо отметить, что ин- формативность ГИС зависит в значительной мере от конструкции и материа- ла защитного контейнера, «прозрачного» для методов ГИС. Так, стеклопла- стиковый контейнер позволяет производить исследования электрическими методами (КС, ПС БК, БКЗ, резистивиметрия), индукционным, электромаг- нитным и диэлектрическим и др. методами. При плотности перфорационных отверстий 50 и более на 1 метр длины (при размещении отверстий по 4 обра- зующим) влияние контейнера незначительно. Технология «Горизонталь-1 Технология «Горизонталь-1» обеспечивает проведение ГИС путем спуска и перемещения в горизонтальных скважинах геофизических прибо- ров на бурильных трубах. В скважину (до ее искривленной части) спуска- ют специальный геофизический контейнер, выполненный из «прозрачно- го» для используемых физических полей материала. Через бурильные тру- бы внутрь контейнера спускают геофизический прибор на каротажном ка- беле и выводят кабель в затрубное пространство через боковой перевод- ник. Наращивая бурильные трубы перемещают геофизический контейнер со скважинным прибором в горизонтальном стволе и производят регистра- цию геофизической информации, как на спуске, так и на подъеме труб. 169 При этом, выше бокового переводника, каротажный кабель движется вме- сте с бурильной колонной в затрубном пространстве, что нередко приводит к его повреждению. Следует отметить, что технология «Горизонталь-1» пре- дусматривает возможность циркуляции промывочной жидкости, что умень- шает вероятность прихвата бурильной колонны в процессе проведения ГИС. Технология «Горизонталь-1» позволяет исследовать горизонтальные скважины с помощью серийных геофизических приборов. Основной про- блемой при этой технологии является необходимость синхронизации пе- ремещения бурильных труб и геофизического кабеля. В случае рассогла- сования могут возникнуть аварийные ситуации. В том случае, если ско- рость перемещения буровых труб больше скорости подачи кабеля, может произойти обрыв кабеля. Если, наоборот, скорость подачи кабеля превы- сит скорость подачи бурильных труб, в пространстве между бурильной трубой и стенкой скважины произойдет образование петли, что вызовет заклинивание бурильной колонны в скважине. Технология |