Типы оградительных сооружений в морском порту: По расположению оградительных сооружений в плане различают волноломы, обе оконечности...
Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого...
Топ:
Устройство и оснащение процедурного кабинета: Решающая роль в обеспечении правильного лечения пациентов отводится процедурной медсестре...
Техника безопасности при работе на пароконвектомате: К обслуживанию пароконвектомата допускаются лица, прошедшие технический минимум по эксплуатации оборудования...
Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов...
Интересное:
Финансовый рынок и его значение в управлении денежными потоками на современном этапе: любому предприятию для расширения производства и увеличения прибыли нужны...
Подходы к решению темы фильма: Существует три основных типа исторического фильма, имеющих между собой много общего...
Лечение прогрессирующих форм рака: Одним из наиболее важных достижений экспериментальной химиотерапии опухолей, начатой в 60-х и реализованной в 70-х годах, является...
Дисциплины:
2020-12-06 | 132 |
5.00
из
|
Заказать работу |
|
|
Известен метод шумометрии скважин (или каротажа акустической эмиссии), предназначенный для определения мест негерметичности обсадной колонны или спущенных в скважину насосно-компрессорных труб и мест негерметичности затрубного или заколонного пространства, а также зон поглощений в скважине, путем спуска в колонну или НКТ скважинного прибора и регистрации с помощью преобразователя акустических колебаний в электрические (например, пьезоэлемента) электрических аналогов интенсивности и частотного спектра шумов, образующихся при движении жидкости или газа через дефекты крепления крепи скважины или НКТ.
Данный способ имеет ряд недостатков:
268
невозможность определения изменений внутреннего диаметра обсадной колонны или НКТ по стволу скважины, в том числе каверн, порывов в теле обсадных труб или НКТ и их муфтовых соединений;
неточность определения дефектов крепи скважин из-за искажающего влияния неоднородности среды в колонне или НКТ, особенно — содержания воздуха или газа.
Известен также метод микрокавернометрии (каверно-метрии с использованием укороченных мерных рычагов), предназначенный для измерения внутреннего диаметра обсадной колонны (основному элементу крепи скважин) по стволу скважины или опущенных в скважину насосно-ком-прессорных труб, в том числе для определения местонахождения каверн и порывов в теле обсадных труб или НКТ и их муфтовых соединений.
Для реализации этого метода в обсадную колонну или НКТ спускают скважинный прибор с укороченными мерными рычагами, нижние концы которых с помощью пружин прижимаются к внутренней поверхности колонны, а их верхние концы передвигают скользящий контакт по ресхор-де (или сердечник в индукционной катушке), создавая регистрируемое при подъеме скважинного прибора изменение электрического напряжения, пропорциональное расстоянию между нижними концами противоположных мерных рычагов.
|
Однако этот метод недостаточно информативен для определения дефектов крепи скважин, так как с его помощью не определяются места негерметичности обсадных колонн или НКТ, затрубного или заколонного пространства, а также интервалы зон поглощений и др.
Усовершенствование метода заключается в том, что в обсадную колонну или НКТ спускают скважинный прибор, в корпус которого встроен преобразователь акустических колебаний в электрические — микрокаверномер, жестко связанный с верхними концами мерных рычагов [49, 81].
Установка в корпус прибора преобразователя акустических колебаний в электрические — микрокаверномера для измерения интенсивности и частотного спектра скважинных шумов позволяет одновременно производить микрокаверно-метрию и шумометрию, измерять изменения диаметра обсадной колонны и определять места негерметичности обсадных колонн или НКТ, затрубного или заколонного пространства, зон поглощения и др. Жесткая связь преобразователя с прижимающимися к внутренней поверхности колонны мерными рычагами позволяет использовать их как волноводы,
269
устраняющие искажающее влияние среды во внутриколонном пространстве и в НКТ на результаты измерений интенсивности и частотного спектра скважинных шумов. Кроме того, такое комплексирование методов позволяет производить шумометрию в газовой среде внутри колонны или НКТ.
Это обусловлено тем, что по стальным мерным рычагам прибора акустические колебания (скважинные шумы) попадают из скважины на преобразователь акустических колебаний в электрические с большей скоростью и значительно меньшим затуханием, чем через заполняющие внутриколон-ное пространство жидкость и газ.
На рис. 109 изображена схема применения данного усовершенствования.
|
В обсадную колонну или НКТ 1 с муфтовыми соединениями 2 на каротажном кабеле 8 спускают скважинный прибор 7 с мерными рычагами 5. При подъеме скважинного прибора
Рис. 109. Схема применения усовершенствования методов шумометрии и микрокавернометрии
270
мерные рычаги раскрываются таким образом, что их нижние концы с помощью пружин прижимаются к внутренней поверхности колонны или НКТ 1. С верхними концами мерных рычагов жестко связаны скользящий по ресходе 3 контакт 6 и преобразователь акустических колебаний в электри-чес- кие 4.
Изменение диаметра колонны или НКТ 1 вызывает изменение ширины раскрытия мерных рычагов 2, что, в свою очередь, в результате изменения положения скользящего контакта 6 на ресходе 3 вызывает изменение измеряемого на ней электрического напряжения, которое передается через кабель на регистрирующее устройство. Но так как мерные рычаги 5 постоянно прижаты к внутренней поверхности колонны или НКТ 1, они являются непрерывными волноводами для жестко связанного с ним преобразователя акустических колебаний в электрические (пьезоэлемента) 4. Поэтому при возникновении в скважине акустических колебаний (шумов) от перетоков жидкости или газа через места негерметичности колонны или НКТ, заколонного или затрубного пространства, эти шумы, независимо от состава и степени однородности среды в колонне или в НКТ, будут передаваться через мерные рычаги 5 к пьезоэлементу 4, создавая в нем изменения электрического напряжения, которые через каротажный кабель передаются на регистрирующее устройство.
На комплексной диаграмме (см. рис. 106) показаны зарегистрированные в скв. 117 Краснодарского ПХГ с межколонным давлением диаграммы микрокавернометрии 1 и шу-момет-рии 5.
На диаграмме микрокавернометрии в интервале 844 — 848 м отмечается разбуренный пакер ПДМ со сквозными нарушениями целостности колонны (см. рис. 105 и 106).
На диаграмме шумометрии повышение интенсивности шума от забоя к устью характеризует заколонный переток газа из продуктивной толщи к поверхности. Аномалии в интервале 110 — 230 м обусловлены повышением интенсивности шума в местах сужений канала заколонного перетока газа и характеризуют высокую чувствительность и разрешающую способность усовершенствованного метода шумометрии.
|
Отсюда следует, что по данным одновременной микрокавернометрии и шумометрии уточнено определение технического состояния крепи этой скважины: наличие повреждения обсадной колонны и интервал заколонного перетока сква-жинного флюида.
271
8
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА
НАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТОВ
В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ
(НА ПРИМЕРЕ ПРИМЕНЕНИЯ АКШ
И ИННК НА НЕФТЕГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ)
Насущной проблемой для старого фонда эксплуатационных скважин нефтегазовых месторождений Краснодарского края является определение характера насыщения обводняющихся со временем продуктивных пластов-коллекторов.
Сложность определения нефтегазонасыщенности коллекторов в обсаженных эксплуатационными колоннами скважинах связана с невозможностью проведения методов электрометрии, низкой минерализацией пластовых вод, малой эффективной толщиной пластов-коллекторов и др.
Для определения характера насыщения пластов-коллекторов терригенных отложений в обсаженных скважинах отделом геофизики НТЦ ООО "Кубаньгазпром" применяются методы: акустический, реализуемый с помощью многозондо-вой широкополосной аппаратуры (АКШ-5, АКШ-8), и двух-зондовый импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) [58, 92]. Регистрация выходных параметров производится цифровыми комплексами ПВК-2 и КС-Контроль. Обработка и интерпретация первичных геофизических материалов проводится по программе НПФ "Контакт" (г. Кимры).
С помощью широкополосного акустического каротажа определение характера насыщенности пластов производится по значениям динамических параметров: амплитуд (А1—Ап, А) и энергий (Е1 — Еп, Е) продольных и поперечных волн, полу-
272
ченным в результате программно-математической обработки зарегистрированных полных волновых акустических сигналов.
Нефтегазонасыщенные пласты, ГВК, ВНК выделяются во временном окне 200 мкс по резкому (более 35 %) уменьшению значений амплитуд и энергий продольной волны по сравнению с амплитудами и энергиями для водонасыщенных интервалов разреза скважин. Значения амплитуды и энергии поперечной волны в нефтегазонасыщенных интервалах соответственно увеличиваются (рис. 110).
|
Количественная оценка нефтегазонасыщения пластов по значениям динамических параметров продольных и поперечных акустических волн возможна лишь с помощью статистических зависимостей, полученных применительно к геологическим условиям конкретных отложений.
Ограничения применения широкополосного акустического метода (АКШ) заключаются в том, что определение характера насыщения пластов возможно только в обсаженных скважинах с высоким качеством цементирования и низкоскоростными разрезами, характеризующимися значениями интервального времени распространения акустических волн 300 — 350 мкс, а также в трудностях выделения поперечных волн.
Поэтому необходимым условием эффективности применения АКШ является достаточно достоверная оценка качества цементирования скважины по данным методов, описанных в предыдущих разделах книги.
Другим эффективным методом выделения нефтегазонасыщенных и водонасыщенных интервалов в обсаженных скважинах является импульсный нейтрон-нейтронный каротаж.
Показания ИННК зависят от тех же петрофизических свойств горных пород, что и показания нейтрон-нейтронного или нейтронно-гамма-каротажа со стационарными источниками нейтронов. Но ИННК имеет ряд преимуществ перед стационарными нейтронными методами:
возможность количественного определения диффузионных характеристик горных пород;
высокая чувствительность к изменению минерализации пластовой жидкости;
значительно меньший уровень помех от скважинных условий;
большая глубинность исследований.
Если разделение пластов по характеру насыщающего флюида, в случае высокой минерализации пластовой воды, вследствие резкого различия их нейтронных характеристик
273
Рис. ПО. Разделение коллекторов поданным широкополосной акустики с 840 площади Соколова гора):
ФКД-5 — фазокорреляционная диаграмма, зарегистрированная пятым при-ной волны; As — амплитуда поперечной волны; Ер — энергия продольной речной волны, зарегистрированная во временном окне 200 мкс
4 усл. ед
(
{
помощью прибора АКШ-8 на продуктивные (I) и водонасыщенные (I I) (сжв.
емником; ФКД-7 — то же, седьмым приемникам; Ар — амплитуда продоль-волны, зарегистрированная во временном окне 200 мкс; Es — энергия попе-
не вызывает затруднений даже с помощью ННК или НГК, то для месторождений Кубани, минерализация пластовых вод в которых не превышает 40 г NaCl на 1 л такое разделение значительно затруднено.
В таких условиях (на площадях Южно-Ленинодарской, Ленинградской и т.д.) опыт применения ИННК показывает, что его эффективность в отложениях нижнего мела существенно зависит от способов регистрации и программно-математической обработки данных.
|
Поэтому для повышения эффективности разделения пластов коллекторов на водо- и нефтегазонасыщенные и отбивки ГНК, ГВК, ВНК с помощью ИННК используется не время жизни тепловых нейтронов т в газе, нефти, воде или декремент затухания к = 1/т, а относительный параметр
Ф = NÏz/N·z, (46)
где N ^, — скорость счета импульсов в 1 мин для малого зонда при задержке Т (в мкс); N 6 z — скорость счета импульсов в 1 мин для большого зонда при задержке Т (в мкс).
Значения задержки Т и окна регистрации выбираются исходя из скважинных условий (диаметра скважины, толщины цементного камня и т.д.).
На основе результатов статистической обработки экспериментальных данных были выбраны в качестве оптимальных значений задержки 1200 — 1400 мкс и окна регистрации 150-200 ÏÍÒ.
Пример разделения с помощью ИННК пластов-коллекторов по характеру насыщения проиллюстрирован на рис. 111, из рассмотрения которого следует, что разделение коллекторов на нефтегазо- и водонасыщенные по параметру ф четче, чем по значениям имп/мин.
В настоящее время в НТЦ проводятся оцифровка, сканирование фондового геофизического материала и заполнение базы данных БД —ГИС, что необходимо для последующей нормализации диаграмм ГИС, построения и анализа статистических интегральных и дифференциальных кривых распределений их показаний с целью сокращения при интерпретации области неоднозначности вода — продукт.
Большое значение приобретают, особенно в связи с сокращением объем бурения в Краснодарском крае, до исследования скважин старого фонда методами АКШ и ИННК с целью уточнения и возможного выявления пропущенных продуктивных интервалов. В этом отношении большой интерес представляет Западно-Кубанский прогиб, особенностью
276
Рис. 111. Разделение коллекторов по данным ИННК с помощью прибора ИГН-9 на газо- (I), водо- (II) и нефтенасыщенные (III):
а — скв. 28 Южно-Ленинградской площади; б — скв. 1775 Анастасиевско-Троицкой площади; 1 — М3 1400(200) — счет на малом зонде, задержка 1400 мкс, окно 200 мкс; 2 — М3 1200(150) — то же, задержка 1200 мкс, окно 150 мкс; 3 — Б3 1400(200) — счет на большом зонде, задержка 1400 мкс, окно 200 мкс; 4 — Б3 1200(150) — то же, задержка 1200 мкс, окно 150 мкс; ф — относительный параметр М3/Б3
которого является наличие в разрезе отложений, характеризующихся аномально высокими пластовыми давлениями на площадях: Прибрежная, Морозовская, Варавинская и т.д. Например, нефтегазонасыщенные коллекторы караганчокракс-ких отложений вскрывались на буровых растворах плотностью примерно 2,12—2,14 г/см3. Диаметры зон проникновения фильтрата бурового раствора превышают 2 — 4 dCKB толщины пластов, изменяются в пределах 0,2 — 5,0 м, удельные электрические сопротивления продуктивных коллекторов — в пределах 0,6 — 3,0 Ом-м, минерализация пластовых вод составляет 13,4 г/л. Эти особенности обусловливали возможность пропуска продуктивных пластов при проведении ГИС в открытом стволе. После обсадки скважины эксплуатационной колонной с течением времени зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пластах постепенно расформировывают-
277
Рис. 111. Продолжение
ся, повышая вероятность уточнения и выявления возможно пропущенных продуктивных интервалов с помощью АКШ и ИННК.
Для дальнейшего повышения эффективности использования импульсного нейтрон-нейтронного метода и широкополосного акустического каротажа целесообразно опробовать применительно к геологическим условиям Краснодарского края программу "Камертон" б. ГАНГ им. И.М. Губкина и программу обработки ИННК, разработанную во ВНИИЯГГ (г. Москва).
9
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАЧЕСТВА ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН
Для определения качества перфорации обсадной колонны в скважине применяется способ, реализуемый с помощью локатора муфт. В скважину спускают локатор муфт, регистрируют изменения электромагнитных свойств обсадной колонны и по наличию резких аномалий на кривой, зарегистрированной локатором муфт, определяют проперфорирован-ные интервалы — один из параметров качества перфорации.
Данный способ имеет ряд недостатков, затрудняющих определение качества перфорации в результате искажающих влияний: изменение толщины стенок обсадной колонны, наличия механических покрытий обсадной колонны, изменения намагниченности обсадной колонны.
Вышеперечисленные недостатки данного способа указывают на то, что в общем случае его применение не обеспечивает точность определения качества перфорации.
В другом способе, до перфорации, колонна против намечаемого для перфорации интервала намагничивается, затем в нем с помощью аппаратуры контроля за перфорацией АКП-1 регистрируется диаграмма в виде гармонических колебаний равной амплитуды намагниченности колонны. После перфорации, на зарегистрированной повторно аппаратурой контроля за перфорацией АКП-1 диаграмме отмечается значительное уменьшение амплитуды гармонических колебаний намагниченности против проперфорированных участков обсадной колонны по сравнению с непроперфорирован-ными.
Однако известный способ недостаточно точен, так как качество диаграммы АКП-1 может быть снижено в результате влияния изменения намагниченности обсадных колонн в скважинах, т.е. снижается точность определения качества перфорации; кроме того, он недостаточно информативен для
279
определения сообщаемости внутренней полости обсадной колонны с пластом после перфорации.
Для повышения точности определения сообщаемости внутренней полости обсадной колонны с пластом разработан и испытан способ, включающий спуск скважинного прибора в зацементированную обсадную колонну, регистрацию диаграмм физической величины по стволу скважины до и после перфорации и выделение интервалов перфорации по изменению значений физической величины на диаграмме зарегистрированной после перфорации. В качестве измеряемой физической величины используется электрический потенциал между электродом скважинного прибора и заземленным элек-тродом сравнения; при этом о степени сообщения пласта с внутренней полостью обсадной колонны судят по изменению значения измеряемого электрического потенциала после перфорации [19].
Сущность способа заключается в том, что на кривой изменения электрического потенциала колонны, зарегистрированной после перфорации, проперфорированные интервалы отмечаются резкими изменениями (аномалиями) ЭПК, которые отсутствовали на кривой изменения ЭПК, зарегистрированной до перфорации.
Такое явление объясняется тем, что в непроперфориро-ванной зацементированной скважине между обсадной колонной и заколонной средой (стенками скважины — горной породой) находится твердая цементная оболочка (практически изолятор электрического тока), значительно ослабляющая протекающие между колонной и породой электрохимические процессы, которые в основном обусловливают возникновение электрического потенциала колонны. После перфорации скважины в проперфорированном интервале колонны значительно усиливается ее электрохимическое взаимодействие с горной породой, что обусловливает резкое изменение (аномалию) ЭПК против проперфорированного интервала по сравнению с выше и ниже расположенными участками колонны.
Изменения (аномалии) ЭПК против проперфорированных пластов зависят от многих факторов и поэтому могут изменяться в очень широких пределах по знаку и значению.
На рис. 112 схематически изображена скважина и даны кривые изменения электрического потенциала колонны, зарегистрированные до и после перфорации.
В скважину (см. рис. 112, $) с обсадной колонной 1, цементной оболочкой 2 и горной породой 3 на каротажном
280
Рис. 112. Схема регистрации ЭПК ($ и зарегистрированные кривые ЭПК (■) для определения качества перфорации скважины
а
f
б
ЭПК
------ ►
Рис. 113. Определение по данным ЭПК проперфо-рированных интервалов скважины:
1, 2 — кривые ЭПК соответственно до и после перфорации; 3 — аномалии против проперфо-рированных интервалов после перфорации; 4 — интервал перфорации в скважине-спутнике Кубанской сверхглубокой
4-
I
Г '
Глуби на, м
25 мВ
1560
1580
кабеле 4 спускают (или поднимают) до и после перфорации колонны 1 в интервале несколько большем, чем предполагаемый интервал перфорации 5, измерительный электрод 6, между которым и заземленным электродом 7 сравнения регистрируют кривые изменения ЭПК до и после перфорации.
На рис. 112, • показаны кривые изменения электрического потенциала колонны до 8 после перфорации 9. На кривой 9 проперфорированный интервал 5 отмечается значительной аномалией 10, которая отсутствовала на кривой 8.
Были проведены исследования по регистрации кривой ЭПК до и после перфорации скважины в промысловых условиях.
На диаграмме (рис. 113) показаны зарегистрированные кривые изменения электрического потенциала колонны до и после перфорации обсадной колонны.
Сопоставление кривых изменения ЭПК 1, 2 и интервала перфорации 4 показывает, что против проперфорированных интервалов четко отмечаются существенные изменения (аномалии) ЭПК.
На диаграмме (рис. 114) показаны зарегистрированные в этой же скважине кривые ЭПК до 1 и после перфорации 2 обсадной колонны, а также интервал перфорации 3.
Сопоставление кривых изменений электрического потенциала колонны 1, 2 и интервала перфорации 3 показывает, что на кривой 2 отмечаются резкие аномалии 4, отсутствовавшие на кривой 1. Причем интервал перфорации отмечается на кривой 2 двумя отдельными (верхней и нижней) аномалиями 4, указывая на отсутствие или незначительность электрохимического взаимодействия колонны с породой в средней части 5 интервала перфорации 3. Это объясняется тем, что в интервале 5 в результате перфорации не достигнута достаточная сообщаемость внутренней полости колонны с породой, т.е. произведена некачественная перфорация этого интервала.
Следовательно, использование предлагаемого способа позволяет повысить точность определения сообщаемости внутренней полости обсадной колонны с пластом или качество перфорации обсадной колонны в скважине.
Однако и вышеописанный способ недостаточно точен и информативен для оценки качества перфорации скважины: нередко из-за расплывчатости аномалии ЭПК затруднительно точно определить границы интервала перфорации, кроме того, его применение не позволяет определить дефекты (и их размеры) обсадной колонны и цементного кольца в заколон-
282
Рис. 114. Определение по кривым ЭПК, зарегистрированным до и после перфорации, качественно и некачественно проперфориро-ванных интервалов
Глубина, м |
| 25 мВ |
1740 | ч \ | |
1580 | 1 ч s у ? | 1 ж |
1760 | '• ж : ^ | |
> / |
ном пространстве, которые могут образовываться в результате перфорации выше и ниже ее интервала на значительной протяженности ствола скважины. А это не дает возможности определить степень изменения в результате перфорации изоляции проперфорированного интервала от ближайших выше-и нижезалегающих пластов — коллекторов или от газо-, во-донефтяного (ВНК) и газоводяного (ГВК) контактов. Последнее особенно актуально в условиях частого чередования в разрезе скважины пластов-коллекторов с различным характером насыщения или при близкорасположенных к интервалу перфорации газонефтяного, водонефтяного и газоводяного контактов.
Для повышения точности определения сообщаемости проперфорированного интервала с внутренней полостью колонны, его границ и изменений после перфорации изоляции от ближайших выше- и нижезалегающих пластов-коллекторов, или ГНК, ГВК и ВНК разработана и внедрена в скважинах ООО "Кубаньгазпром" технология комплексной оценки ка-
283
чества перфорации скважины, включающая, кроме спуска скважинного прибора с измерительными электродами в зацементированную обсадную колонну ниже интервала перфорации и регистрацию при его подъеме кривой изменения электрического потенциала между измерительным и заземленным электродами до и после перфорации, спуск в обсадную колонну скважины ниже кровли ближайшего нижезале-гающего под интервалом перфорации пласта-коллектора (или ГНК, ГВК и ВНК) аппаратуры электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн и акустического контроля за цементированием скважин. При подъеме регистрируют кривые изменения измеряемых параметров и по конфигурации и протяженности изменений зарегистрированных после перфорации кривых судят о границах проперфорированного интервала и степени изменения его изоляции в результате перфорации. Качество перфорации определяют по характеру изменений после перфорации всего комплекса: электрического потенциала колонны, показаний электромагнитной дефектоскопии колонны и акустического контроля за цементированием скважин [80].
Сущность технологии заключается в том, что на кривых, зарегистрированных аппаратурой электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн (ЭДК) после перфорации, четко отмечаются отсутствующие до перфорации аномалии границы проперфорированного интервала и участки нарушения целостности (трещины) обсадной колонны, которые могут возникать после перфорации выше и ниже проперфорированного интервала, а на кривых, зарегистрированных аппаратурой акустического контроля за цементированием после перфорации, отмечаются отсутствующие до перфорации аномалии и участки нарушения целостности цементного кольца или его контакта с колонной и породой.
Такое явление объясняется тем, что способы электромагнитной дефектоскопии чувствительны к нарушениям целостности обсадных колонн, а способы акустического контроля за цементированием скважин — к нарушению целостности цементного кольца или его контактов с колонной и породой.
Если соответствующие нарушениям целостности обсадной колонны (трещинам), цементного кольца, или его контактов с колонной и породой аномалии на кривых, зарегистрированных после перфорации аппаратурой электромагнитной дефектоскопии и акустического контроля за цементированием скважин, по своей протяженности превышают расстояние от нижней дыры перфорации до кровли ближайшего ниже-
284
лежащего пласта-коллектора или ГНК, ВНК, ГВК, а также расстояние от верхней дыры перфорации до подошвы ближайшего вышележащего пласта — коллектора или ГНК, ВНК, ГВК, то можно судить о том, что в результате перфорации изоляция проперфорированного интервала нарушена, т.е. перфорация произведена некачественно, и наоборот.
На рис. 115, $, схематически изображены кривые зарегистрированных параметров в скважине до перфорации: 1 — Ак; 2 — электрическое напряжение на выходе электромагнитного дефектоскопа колонны иэдк; 3 — аномалии против муфтовых соединений; 4 — ЭПК.
На рис. 115, • показан разрез обсаженной, зацементированной и проперфорированной скважины со спущенной в нее измерительной аппаратурой: глины 5, газонасыщенный пласт 6, нефтенасыщенная часть пласта 7, водонефтяной
Рис. 115. Схема регистрации (■) и зарегистрированные по технологии комплексной оценки качества перфорации скважины кривые до (х) и после (,) некачественной перфорации
285
контакт 8, водонасыщенная часть пласта 9, цементное кольцо 10, обсадная колонна 11, растрескавшееся цементное кольцо 12, муфтовое соединение колонны 13, трещины в колонне 14, интервал перфорации 15, измерительный электрод для регистрации ЭПК 16, скважинная аппаратура АКЦ 17 и электромагнитного дефектоскопа колонны 18.
На рис. 115,, представлены кривые изменения зарегистрированных параметров в скважине после перфорации: ЭПК 19, иэдк 20, Ак 21, характер изменения которЕЗх позволяет судить о том, что по данным зарегистрированной после перфорации кривой ЭПК 19 отмечается аномалия ЭПК 22, характеризующая сообщаемость внутренней полости колонны с проперфорированной частью пласта. Но по данным зарегистрированных после перфорации кривых 20 и 21 отмечаются отсутствующие до перфорации аномалии иэдк 23 и Ак АКЦ 24, которые по своим конфигурации и протяженности характеризуют нарушения изоляции проперфорированной части пласта от вышележащего газонасыщенного пласта и нижней водонасыщенной части. Поэтому согласно примененному способу можно судить, что проперфорированная часть пласта недостаточно изолирована и при испытании из нее можно получить вместе с нефтью воду и газ. Следовательно, перфорация произведена некачественно.
Были проведены исследования с регистрацией кривых ЭПК, иэдк и Ак до и после перфорации скважины в промысловых условиях.
Рис. 116. Сводная диаграмма для комплексной оценки качества перфорации скв. 6 Элитной площади 286 |
На сводной диаграмме (рис. 116) показаны интервалы: залегания газонасыщенного пласта 1, перфорации 2, залегания водонасыщенного пласта 3; кривые 44 и А^ 5, зарегистри-
рованные АКЦ с ИПАК до перфорации; кривые Ак 6 и А^ 7, зарегистрированные АКЦ с ИПАК после перфорации; зарегистрированные кривые ЭПК до 8 и после перфорации 9; кривые аэдк до 10 и после перфорации 11 в скв. 6 Элитной площади.
Сопоставление зарегистрированных кривых А,, и Аотр 4 — 7 показывает, что после перфорации сохранилось наличие контакта цементного камня с колонной, т.е. качество цементирования или изоляция проперфорированного пласта в за-колонном пространстве от нижезалегающего водоносного пласта не ухудшились.
Сопоставление зарегистрированных кривых ЭПК 8 и 9 показывает наличие аномалии ЭПК, образовавшейся после перфорации, которая характеризует сообщаемость пласта с внутренней полостью колонны.
Сопоставление кривых иэдк 10 и 11 показывает, что на кривой, зарегистрированной после перфорации, максимальными аномалиями иэдк отмечается интервал перфорации, а меньшими аномалиями ниже и выше интервала перфорации — зоны растрескивания колонны 12 (см. рис. 116). Но в связи с небольшой протяженностью зон растрескивания колонны состояние изоляции проперфорированного пласта от нижезалегающего водоносного практически не ухудшилось.
Отсюда следует, что, согласно примененной технологии комплексной оценки качества перфорации скважин, по данным зарегистрированных до и после перфорации кривых ЭПК, Ак и Аотр, иэдк качество проперфорированного пласта удовлетворительное. При испытании пласта получен чистый газ.
Использование технологии предусматривается "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности", п. 4.6.37 и позволяет повысить точность оценки качества перфорации пласта не только по характеру его сообщаемос-ти с внутренней полостью колонны, но и по степени надежности его изоляции после перфорации от выше- и нижезале-гающих пластов-коллекторов или ГНК, ГВК, ВНК.
УДК 622.24:624.245 ББК 33.131 Б 90
Будников В.Ф., Булатов А.И., Петерсон А.Я., Шама нов СА.
Б 90 Контроль и пути улучшения технического состояния скважин. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. — 305 Ò.: ËÎ.
ISBN 5-8365-0086-X
Рассмотрены вопросы контроля и меры повышения качества технического состояния скважин: определение зон обвалообразова-ний и прихватов бурового инструмента и насосно-компрессорных труб (НКТ); установление зон блокирования пластов-коллекторов; нахождение мест поглощений. Уделено внимание изучению процесса формирования цементного кольца и метода испытания обсадных колонн, а также повышению информативности электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн в скважинах. Рассмотрены вопросы комплексирования методов и средств контроля за креплением скважин.
Для работников нефтяной и газовой промышленности, занимающихся бурением и эксплуатацией скважин, а также геофизическими методами контроля за их параметрами.
|
|
Состав сооружений: решетки и песколовки: Решетки – это первое устройство в схеме очистных сооружений. Они представляют...
Эмиссия газов от очистных сооружений канализации: В последние годы внимание мирового сообщества сосредоточено на экологических проблемах...
Архитектура электронного правительства: Единая архитектура – это методологический подход при создании системы управления государства, который строится...
Адаптации растений и животных к жизни в горах: Большое значение для жизни организмов в горах имеют степень расчленения, крутизна и экспозиционные различия склонов...
© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!