i. Упругие волны, распространяющиеся в скважине и околоскважинном пространстве.

Волновые пакеты, регистрируемые при акустическом каротаже, содержат колебания многих типов волн, которые возникают при преломлении и отражении первичной упругой волны, возбуждённой излучателем прибора, на стенке скважины, границах пластов и других (для волны) препятствиях.

Излучаемый упругий импульс Р₀ представляет собой пакет затухающих колебаний. Волна по жидкости Р_ж, которую возбуждает излучатель И, распространяется в заполняющей скважину жидкости во всех направлениях со скоростью v _ж и, достигнув стенки скважины, преломляется на ней (рисунок 3.1). Преломлённые под критическими углами продольная Р_жР и поперечная Р_жS волны скользят в породе вдоль стенки скважины. Вследствие того, что v _P, v _S> v _ж, передние фронты преломленных волн отрываются от фронта волны Р_ж, обгоняя его. Возникающие при этом колебания стенки скважины вызывают в скважинной жидкости преломленные (головные, боковые) продольную Р_жРР_ж и поперечную Р_жSР_ж волны. Обладая наибольшей скоростью, волна Р_жРР_ж первой достигает любой достаточно удалённой (на 0,4 – 0,6 м от излучателя И в зависимости от диаметров скважины и прибора) точки скважины (приёмника П скважинного прибора). За продольной головной волной следуют колебания волны Р_жSР_ж (в дальнейшем S).

В классическом представлении за волной S следуют (по крайней мере в низкоскоростном разрезе, когда v _S стремится к v _ж) малоамплитудные быстрозатухающие и наиболее высокочастотные колебания прямой волны Р_ж, распространяющейся в скважинной жидкости со скоростью v _ж. Последующие колебания волны Р_ж в жидкости прерываются наиболее интенсивными в большей части разрезов, низкочастотными колебаниями поверхностной волны Стоунли (St), распространяющейся вдоль границы скважинная жидкость – стенка скважины.

Рисунок 3.1 – Схема образования в необсаженной скважине преломленных волн (а) и форма полных акустических сигналов, регистрируемых приёмником (П) скважинного прибора АК на удалении от источника И колебаний (б)

В обсаженной скважине в интервалах свободной незацементированной колонны, которую можно представить в виде свёрнутой в цилиндр пластины, распространяется продольнаяволна Лэмба(L). Эта волна по своей природе близка к нормальным волнам, распространяющихся в пластинах и стержнях, размеры которых ограничены по одной или двум (декартовым) осям. В работах по акустической цементометрии волна Лэмба носит название «волна по колонне».

Помимо основных типов информативных волн, перечисленных выше, в волновых пакетах АК присутствуют также колебания других типов волн, в первую очередь, отражённых и обменных. Их невозможно обнаружить невооружённым глазом в волновых пакетах, но они легко идентифицируются на фазокорреляционных диаграммах.

6.1.1. Параметры упругих колебаний, используемые для интерпретации.

В процессе исследований в цифровом виде регистрируют волновые пакеты длительностью 2 − 4 мкс,которые содержат колебания всех типов упругих волн, возникающих в скважинной жидкости, обсадной колонне, цементном камне и горных породах за колонной.

Для определения качества цементирования в основном пользуются следующими параметрами упругих волн:

- A ₁ и А ₂ – амплитудыпервой положительной фазы колебаний упругих волн, по первому и второму приемникам соответственно;

- t₁ и t₂ – время распространения от излучателя до первого и второго приемников первой положительной фазы колебаний упругих волн (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 – Схема распространения упругих волн в обсаженной скважине и их параметры

Декремент затухания (ослабление) d соответствующих амплитуд А упругих волн, дБ, вычисляют по формуле

, (3.1)

где U_o =const – максимальная амплитуда сигналов, регистрируемая в процессе измерения;

А ‑ амплитуда на соответствующем зонде.

Коэффициент затухания α_к амплитуды упругих волн в фиксированном временном окне на базе зонда, дБ/м, вычисляют по формуле

, (3.2)

где A ₁ иА ₂ – амплитудыпервой положительной фазы колебаний упругих волн, по первому и второму приемникам соответственно;

d₁ и d₂ ‑ декременты затуханиясоответствующих амплитуд;

S – база зонда.

Интервальное время ΔТ распространения упругих волн на базе зонда S, мкс/м, вычисляется по формуле

,(3.3)

где t₁ и t₂‑время распространения от излучателя до первого и второго приемников соответственно;

S – база зонда

3.1.1 Определение качества цементирования по волновым картинам.

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 А_к 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 (рисунок 3.3).

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.

Рисунок 3.3 – Волновые картины по первому и второму приемникам в случае свободной колонны

Хорошее качество цементирования обсадных колонн (жесткий контакт цементного камня с горной породой и колонной) в низкоскоростном разрезе отмечается на волновой картине малой амплитудой волны по колонне А_к (на уровне шумов). На волновой картине четко фиксируется продольная волна по породе (рисунок 3.4) [3, 4, 2].

Рисунок 3.4 – Волновые картины по первому и второму приемникам в случае жесткого контакта цементного камня с горной породой и колонной

6.1.2. Фазокорреляционные диаграммы.

Фазокорреляционная диаграмма (ФКД) (линии одноименных фаз) является одним из наиболее информативных видов записи геофизической информации, отражающим характер волнового поля в точке приема. ФКД позволяет получить общее представление об изменении поля по разрезу скважины путем прослеживания видимых периодов сигнала и их смещений по оси времени. ФКД является достаточно помехоустойчивым видом записи, так как запись ведется с накоплением полезного сигнала на фоне помех.

Фазокорреляционные диаграммы представляют собой упрощённое отображение зарегистрированных волновых пакетов (рисунок 3.5). Для передачи динамических характеристик (амплитуд) колебаний фазовые линии ФКД модулируют цветом либо толщиной фазовых линий в черно-белом варианте. ФКД содержат количественную информацию о кинематических характеристиках и частотах всех типов волн возникающих в скважине. Времена распространения, скорости, видимые периоды и частоты волн оценивают по ФКД с использованием тех же алгоритмов, что и для ВК; динамические параметры по ФКД количественно можно оценить только при компьютерной обработке.При обработке материалов акустического каротажа ФКД служат для выделения основных типов волн и для прослеживания их по разрезу путем прочерчивания вступлений отдельных типов волн.

Рисунок 3.5 – Фазокорреляционная диаграмма

Выделение на ФКД фазовых линий, принадлежащих волнам различных типов, производят на границах пластов с контрастными значениями скоростей v_Р, v_S, v_St (интервальных времен Dt_Р, Dt_S, Dt_St) Р, S, St и других волн. Разные значения приращений (Dt_Р2 – Dt_Р1), (Dt_S2 – Dt_S1), и т.д. обуславливают на ФКД для каждой волны только ей присущий наклон фазовых линий на границе двух пластов (рисунок 3.6). На другой границе (верхней, нижней) эта процедура повторяется. Это позволяет однозначно идентифицировать волны разных типов на границах. Принадлежность фазовых линий опредёленным типам волн против однородных пластов достигается их прослеживанием на ФКД между верхней и нижней границами пластов.

а – теоретические кривые; б – фазокорреляционная диаграмма; РР и SS – отражённые продольная и поперечная волны соответственно;

 

Рисунок 3.6 – Схема выделения волн различных типов на фазокорреляционных диаграммах

Для обсаженной скважины с жесткими контактами на границах «цемент – колонна» и «цемент – порода» принципы выделения волн остаются теми же, что и в открытой скважине.

При скользящих контактах на границе цемента с колонной или при отсутствии цемента в затрубном пространстве на ФКД в первых вступлениях четко выделяется волна по колонне, которая во всем интервале скользящего контакта характеризуется постоянством скорости распространения и преобладающей частоты (за исключением муфтовых соединений, где скорость этой волны понижается). На ФКД волна по колонне характеризуется несколькими линиями фазовой корреляции, параллельными маркам времени (рисунок 3.7). Амплитуда волны по колонне зависит от жесткости контакта между цементом и колонной и может являться признаком для выделения этой волны только в интервале совершенно свободной колонны. Если колонна в нескольких точках имеет жесткий контакт с цементом, волна по колонне отличается от волны по породе более высокой частотой, а также постоянством скорости распространения по разрезу (на фоне изменяющейся по разрезу скорости распространения волн по породе).

В случае жесткого контакта цемента с колонной и скользящего – с породой наибольшие трудности возникают при разделении обобщенной волны, распространяющейся по системе «колонна - цемент» и продольной волны по породе. Следует учитывать, что скорости распространения, амплитуды и частоты этих волн могут быть практически одинаковы. Выделение волн по породе в этом случае возможно только путем сопоставления ВК и ФКД с данными стандартного комплекса геофизических методов исследования скважин или с кривыми АК, полученными до спуска в скважину обсадной колонны.

В интервале 2180,5 – 2181,5 м хорошо видно муфтовое соединение, данные на ФКД подтверждаются локатором муфт

 

Рисунок 3.7 – ФКД в интервале свободной колонны

При скользящих контактах на границах «цемент ‑ колонна» и «цемент ‑ порода», помимо волны по колонне, распространяющейся со средней скоростью 5400 м/с, может быть зарегистрирована волна по цементному камню (v = 3000 м/с); однако разделение этих волн, по-видимому, возможно только путем частотной селекции.

Одним из основных критериев выделения различных типов волн является сравнение волновых картин и ФКД, полученных на различных фильтрациях и усилениях (с целью подавления волн-помех и увеличения уровня амплитуд полезных волн).

6.1.3. Критерии интерпретации.

Определение уровня подъема цементной смеси.

Уровень подъема цементной смеси оценивают по отклонению в сторону увеличения показаний параметров d, a, ΔТ, относительно уровней в свободной колонне. При этом возможны ситуации, когда показания ΔТ > ΔТ_к и a>a_к (α_к граничное значение, которому соответствует отсутствие цементного кольца) отмечаются на одной глубине или показание a выходят за линию a_к раньше, чем ΔТ.

В обоих случаях уровень подъема указывается на глубине, где a становится больше a_к.Во втором случае, т.е. при несовпадении показаний, указывается уровень подъема цементной смеси по a и нижняя граница переходной зоны по ΔТ, когда измерения проведены не ранее 30 ч после окончания цементирования или границы несформировавшегося цементного камня, когда измерения проведены раньше этого срока.

В таблице 1 приведены примерные критерии интерпретации данных данных АКЦ.

Интервальное время и коэффициент затухания упругих волн в свободной колонне: ΔТ_к = 184 мкс/м, a_к=3,5 дБ/м.

Граничное значение коэффициента затухания и ослабления амплитуды волны на дальнем зонде для бездефектного цементного кольца (при плотности портландцемента σ_ц = 1,85г/см³ и двухсуточной прочности): a = 30 дБ/м, d₂ = 48 дБ.

Основным признаком хорошего качества цементирования является полная корреляция данных АКЦ с другими геофизическими методами, в частности данными электрометрии и радиометрии, т.е. они отражают разрез скважины и границы пластов, характеризуют горные породы по их упругим свойствам (рисунок 3.8). Кривая интервального времени ΔТ, полученная в обсаженной скважине, коррелируется с кривой ΔТ, замеренной в открытом стволе, при этом ΔТ в обсаженной скважине превышает значение в открытом стволе примерно на 40 мкс/м.

Таблица 1 ‑ Примерные критерии интерпретации данных АКЦ

Качество контакта на границе	Значение параметров
цемент‑колонна	цемент ‑ порода	αк, дБ/м	d1к, дБ	d2к, дБ	ΔТ, мкс
отсутствие	неопределенный	2 – 5	0 – 10	1 – 12,5	178 – 190
частичный	неопределенный	5 – 30	10 – 35	12,5 – 48	178 – 190
сплошной	сплошной	>30	> 35	>48	190 – 550
сплошной	неопределенный	>30	>24	>36	>550

Определение типа дефектов по данным, зарегистрированным трехэлементными зондами затруднительно.

Каналы характеризуются пониженным значением коэффициента затухания и низкими значениями d₁, d₂, а также пониженной плотностью вещества в затрубном пространстве. При наличии зазоров со стороны обсадной колоны динамические параметры принимают промежуточные значения, плотность вещества соответствует плотности цемента.

Уменьшение затухания, связанное с наличием микрозазора более корректно можно оценить, применяя метод частотного зондирования, т.е. используя отличающиеся от основной частоты в 20 кГц данные, полученные на других частотах. Одинаковый характер поведения кривых затуханий на базовой частоте 20 кГц и на другой свидетельствует об ухудшении прочностных свойств цемента, а различное поведение кривых – говорит о наличии микрозазора [7, 8, 9, 10, 11, 12].

 

При a > 30 дБ/м, наблюдается корреляция АКЦ с данными гамма-каротажа. В интервалах 2629,0 – 2631,0; 2644,0 – 2645,0 по ГК выделяются плотные породы, которые четко фиксируются на ФКД и кривой ΔТ уменьшением времени первого вступления; Практически во всем интервале ΔТ > 600мкс/м, a> 30 дБ/м это характерно при сплошном сцепление цемента с колонной и частичном с породой.

 

Рисунок 3.8 – Пример обработки данных АК в интервале хорошего качества цементирования

 

Заключение

Во время прохождения практики все поставленные мною цели были выполнены. В первую очередь, интересно было ознакомиться с предприятием, в данном случае с ОАО «Когалымнефтегеофизика». Я изучила его историю, учредителей, ознакомилась с работой отдела КИП и тонкостями нефтедобычи, в частности с работой геофизика-интерпретатора, организацией труда на рабочем месте.

Выводы, которые я сделала о компании ОАО «Когалымнефтегеофизика»:

ОАО «Когалымнефтегеофизика» - современная и надежная сервисная компания, способная в кратчайшие сроки развернуть геофизические исследования в любом регионе России.

Основные принципы работы компании:

Технологичность. Обслуживание современных скважин и буровых установок невозможно без использования новейших технических, технологических и программных достижений.

Мобильность. Организовать геофизические исследования в любом регионе просто. Для этого используются передвижные склады ВМ, РВ, системы спутниковой связи, комплект метрологических установок и разборные здания ремонтно-механического участка.

Высокое качество сервиса.

- Все задействованные в полевых исследованиях специалисты прошли обучение и аттестацию по безопасному производству работ в нефтяной промышленности.

- Использование современной геофизической аппаратуры российского и западного производства, которая позволяет предлагать услуги на уровне мировых стандартов качества. С их помощью можно проводить все типы геофизических исследований на всех стадиях жизненного цикла скважин.

- В арсенале более 200 единиц специализированной транспортной техники российского и западного производства.

Программно управляемые гидравлические геофизические подъемники позволяют минимизировать риски возникновения аварий связанных с человеческим фактором.

Специализированная техника дает возможность проводить исследования самостоятельно, без привлечения буровых установок и установок КРС (ПРС).

Большой парк специализированной мобильной техники позволяет в кратчайшие сроки доставить персонал и оборудование до места работ, независимо от наличия дорог.

Колтюбинговая установка обеспечивает доставку геофизических приборов в скважины с горизонтальным окончанием.

- Собственная сервисная служба и контрольно-проверочные технологии

Благодаря тому, что есть собственные сервисные службы по обслуживанию и ремонту геофизической аппаратуры, компания работает быстро и оперативно решает все возникающие проблемы.

В распоряжении имеются:

сертифицированный метрологический центр;

контрольно-поверочные скважины;

контрольно-интерпретационные партии.

Это позволяет обеспечить постоянный контроль качества данных, всего парка геофизической аппаратуры, зарегистрированных в контрольно-поверочных скважинах и в скважинах заказчика.