Возможность предотвращения газонефтеводопроявлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважин

При твердении цементного раствора в скважине через 1,5 — 3 ч от начала затворения происходит замедление про­цессов структурообразования, которое продолжается 5 —9 ч. При этом нарушается формирование сплошного тампонаж­ного камня за счет расслоения цементного раствора. Обра­зующийся тампонажный камень характеризуется неравно­мерной прочностью, слоистой крупнозернистой структурой, проницаемостью и низкой адгезией.

Уменьшить до минимума стадию замедления структурооб­разования, сократить сроки схватывания и существенно из­менить в сторону повышения качество физико-механических свойств цементного камня в скважинных условиях оказалось возможным, одновременно осуществляя интенсивный крат­ковременный нагрев тампонажного раствора в заколонном

240

пространстве и низкочастотные затухающие колебания дав­ления на колонну [78, 89].

Этот принцип послужил основой для разработки техноло­гии предотвращения каналообразования в отдельных интер­валах заколонного пространства, а следовательно, преду­преждения газонефтеводоперетоков (в случае достаточного вытеснения глинистого раствора).

Сущность технологии заключается в своевременном, до уменьшения давления твердеющей тампонажной смеси в за-колонном пространстве ниже пластовых давлений, а следова­тельно, до возникновения газонефтеводопроявлений или меж-пластовых перетоков, создании в заданных его интерва­лах с наибольшей вероятностью прорыва пластовых флюи­дов (например, против непроницаемых "покрышек" над га­зонефтеносными пластами, или против глинистых прослоев между газонефтеносными и водоносными пластами) цемент­ных перемычек, обеспечивающих надежную герметизацию нижележащего заколонного пространства.

Затем соответствие по глубинам заданным интервалам толщину, скорость твердения и набора прочности создавае­мых цементных перемычек оценивают по данным неодно­кратно проведенных в период ожидания затвердения цемент­ной массы за обсадной колонной в скважине замеров элект­ротермометром и аппаратурой акустического контроля за цементированием с регистрацией фазокорреляционных диа­грамм, т.е. по данным временных термоакустических иссле­дований в период ОЗЦ.

Для этого после закачки в заколонное пространство там-понажного раствора, но до начала его твердения, в заданных интервалах скважины сжигают опущенные на каротажном кабеле специальные пороховые заряды, например, из серий­но выпускаемых: аккумулятор давления скважинный (АДС), или пороховой генератор давления (ПГД, БК).

Пороховые заряды воспламеняются электрическим им­пульсом и в процессе горения одновременно создают в сква­жине пульсирующее, с затухающими частотой и амплитудой давление через колонну на еще не затвердевшую тампонаж-ную смесь и ее интенсивное нагревание. Низкочастотная за­тухающая пульсация давления в скважине создает затухаю­щие колебания тампонажной смеси, ускоряющие физико-химические процессы уплотнения и упрочнения ее структуры с постепенным переходом в спокойное, устойчивое состоя­ние.

При этом параметры порохового заряда подбираются так,

241

чтобы максимальная амплитуда избыточного пульсирующего давления в скважине, образующегося при его сгорании, была достаточно велика для создания колебаний тампонажной смеси, но не превышала зависящее от гидростатического давления и диаметра обсадной колонны в интервале сгорания предельное давление, при котором нарушается целостность обсадной колонны в ее резьбовых соединениях.

Одновременно создаваемое интенсивное нагревание там­понажной смеси в заколонном пространстве скважины, в которой измеряемое после сгорания заряда превышение фо­новых значений температуры изменяется в пределах 30 — 60 °С, обеспечивает ускоренные твердение и набор прочнос­ти тампонажной смеси без дополнительного дорогостоящего и не всегда эффективного использования специальных доба­вок к тампонажному раствору.

Для оценки своевременности создания с помощью зату­хающего баротеплового воздействия цементных перемычек, их соответствия по глубинам заданным интервалам и надеж­но- сти герметизации находящегося под ними заколонного пространства в скважине после сгорания пороховых зарядов проводят временные термоакустические исследования сква­жины в период ОЗЦ.

На зарегистрированных в процессе таких исследований термограммах в интервалах воздействия сожженных порохо­вых зарядов отмечаются температурные аномалии с превы­шением фоновой температуры в скважине на 30 — 60 °С, уменьшающиеся со временем. На зарегистрированных в пе­риод ОЗЦ диаграммах АКЦ и ФКД в интервалах баротепло­вого воздействия отмечается ускоренное образование в зако­лонном пространстве твердых цементных перемычек с плот­ным контактом с колонной и породой (т.е. высокой прочно­сти) и с толщиной, достаточной для выдерживания макси­мального перепада давления в скважине, при отсутствии или частичном контакте с колонной и породой незатвердевшей тампонажной смеси в ниже- и вышележащих интервалах за­колонного пространства. А это свидетельствует о своевре­менном создании надежной герметизации частей заколонного пространства, находящихся ниже сформированных цемент­ных перемычек (еще до возможности образования газонеф-теводопроявлений и межпластовых перетоков).

Пример. На зарегистрированных в нефтяной скважине кривой КС 1 зонда А2МО и кавернограмме 2 отмечается интервал 1628,5—1631,5 м глини­стого кавернозного прослоя 3 между нефтеносной и водоносной частями продуктивного горизонта (рис. 98).

242

10

20

30 см 100  150 Ом м

Рис. 98. Результаты термобарического воздействия в нефтяной скважине

Для повышения надежности предотвращения перетока пластовой воды из водоносной части горизонта в нефтеносную были проведены работы по созданию в заколонном пространстве против глинистого прослоя непрони­цаемой цементной перемычки с помощью сжигания порохового заряда.

Длину заряда I определяли по формуле

243

Ж (1- а_о) ф_Рп

 

где p — суммарное (избыточное плюс гидростатическое) давление, образу­ющееся в колонне при сгорании порохового заряда; а₀ = 0 — для неперфо-рированной колонны; р₀ — гидростатическое давление в интервале 1637 — 1638 м сгорания заряда в скважине, равное, при плотности бурового рас­твора 1,2 г/см³, 19,65 МПа; D — внутренний диаметр обсадной колонны, равный 146 ÏÏ; ä = 0,96-КГ³; фр_п = 1400 åè‡.

Заданное максимальное значение избыточного давления, создаваемого в скважине при сгорании порохового заряда, р, = р — р₀ = 16,5 МПа < < 20,1 МПа, т.е. не превышало предельное для резьбовых соединений ко­лонны.

Из (42) получаем I = 902 мм, что соответствует длине одного порохово­го заряда ПГД.БК-100М с массой 9,75 кг.

Через 2,5 ч после цементирования скважины и получения сигнала "Стоп" в интервале 1637—1638 м (см. рис. 98, кривая 4) на 5,5 м ниже глини­стого прослоя был сожжен опущенный на каротажном кабеле один заряд ПГД.БК-100М, а затем были проведены временные термоакустические ис­следования в период ОЗЦ.

На термограмме 5 (см. рис. 98), зарегистрированной через 1,5 ч пос­ле сгорания заряда, в интервале 1620—1645 м отмечалась температурная аномалия с максимальной температурой 70,5 °С, что характеризовало повышение температуры при нагревании скважины и тампонажной смеси за колонной по сравнению с фоновой температурой (40 °С) более чем на 30,5 °ë.

На термограмме 6 (см. рис. 98), зарегистрированной через 5 ч после сгорания заряда, максимальная температура аномалии уменьшилась до 52 °С, что свидетельствовало о постепенном остывании подвергшегося нагреву интервала скважины и тампонажной смеси в нем.

На кривых А_к1 и А_к2 АКЦ (см. рис. 98, соответственно кривые 7, 8) и ФКД (не приводится), зарегистрированных соответственно через 6 и 23 ч после цементирования, отмечалось наличие плотного контакта цементного камня с колонной и породой в интервалах соответственно 1625—1644 м и 1619—1645 м, а также частичность или отсутствие такого контакта в выше-и нижележащих интервалах заколонного пространства скважины. А это показывает, что в достаточно широком интервале против глинистого про­слоя опережающе создана (до начала твердения тампонажной смеси, а сле­довательно, до возможности возникновения перетока пластовой воды из водоносной части горизонта) прочная непроницаемая цементная перемыч­ка, способная по своей толщине выдержать максимальные перепады давле­ния в скважине, т.е. надежно герметизирующая нижележащее заколонное пространство.

К концу 1996 г. технология предотвращения каналообра-зований и заколонных проявлений на основе использования баротеплового воздействия внедрена в 45 скважинах Кущевско-го ПХГ с экономическим эффектом 2 374 082 тыс. руб. в ценах 1996 г. В 1997 — 99 гг. внедрение технологии продолжалось.

Результаты применения ВТАИС после баротеплового воздействия в скважинах Кущевского ПХГ (рис. 99) пока­зывают, что в заданных интервалах заколонного пространст­ва этих скважин созданы непроницаемые цементные пере­мычки, подтвержденные промысловыми данными об отсут­ствии межпластовых перетоков и газопроявлений, имевших

244

30 40

0,8 А _{к отн}

Рис. 99. Результаты термобарического воздействия в скважинах Кущевского ПХГ:

А — глины; Б — песчано-алевритовые горизонты; В — интервалы термоба­рического воздействия; /, 1а, 1а' — эксплуатационные горизонты; II — об­водненный горизонт; 1, 2 — термограммы соответственно через 4 и 7 ч по­сле сжигания зарядов; 3, 4 — кривые А^ _аш, зарегистрированные соответст­венно через 8 и 12 ч после цементирования; 4,5, 13,3 — пластовые давления (в МПа) в горизонтах

место в скважинах, не подвергнутых баротепловому воздей­ствию.

Применение технологии практически не оказывает вред­ного влияния на окружающую среду, так как образующиеся при сгорании пороховых зарядов газы, выходя на дневную поверхность через более чем тысячеметровый столб жидко­сти в колонне, очищаются от ядовитых примесей.

Полученные результаты применения ВТАИС позволили разработать методику применения акустических и термомет­рических методов изучения процессов формирования це­ментного камня в период ОЗЦ скважин, которая в 1980 г. была утверждена в Миннефтепроме [56].

На основе проведенных усовершенствований этой мето-

245

дики и расширения ее применения (в том числе и в предпри­ятиях Мингазпрома) она была переработана в методику вре­менных термоакустических исследований скважин в период ОЗЦ с целью повышения информативности контроля за их цементированием, утвержденную в 1987 г. в СевКавНИИгазе, ПО "Кубаньгазпром" и "Уренгойгаздобыча".

Результаты проведения ВТАИС в период ОЗЦ целесооб­разно использовать при строительстве соседних, однотипных по геолого-техническим условиям скважин, а также для вы­бора и регламентирования рационального комплекса методов контроля за их цементированием.

5

ИСПЫТАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

С увеличением диаметров и глубин спуска обсадных ко­лонн, а также с расширением пределов изменений газона­сыщенности и плотности заполняющих их жидкостей сни­жается достоверность результатов испытания колонны на герметичность способом опрессовки [61].

Согласно этому способу, колонна считается выдержавшей испытания в том случае, если давление остается постоянным в течение 30 мин или снижается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания выше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при давлении испытания ниже 7 МПа.

Таким образом, заключение о герметичности дается на основании регистрируемого снижения давления в течение 30 мин при опрессовке, являющегося следствием истечения части жидкости из замкнутого внутреннего объема обсадной колонны, которую можно представить как

AV = PApIS + AW ~ pApIS,                                                 (43)

где р — коэффициент сжимаемости жидкости, находящейся в колонне, МПа"¹; Ар — снижение давления, при котором колонна еще считается герметичной, МПа; I — длина обсад­ной колонны, м; S — площадь внутреннего сечения колонны, м²; AW — объем жидкости, вытесняемой колонной при ее деформации, м³, обычно не превышающий 5 % всего значе­ния.

Так как сжимаемость жидкости есть функция газонасы­щенности, плотности, температуры, давления и других фак­торов, то, очевидно, что объем истекшей жидкости AV при данном снижении давления Ар зависит от многих факторов, из которых только некоторые учитываются в вышеуказан­ном способе.

247

Математический обработкой результатов эксперименталь­ных исследований была установлена корреляционная связь между коэффициентом сжимаемости и давлением, темпера­турой, плотностью и газонасыщенностью продувочных жид­костей в виде:

Р = 0,ll-2-l(T⁴pf - 4,2-1(Г³рр - 1,12-1(Г³рГ + l,79-l(T⁵fr -

- 1,12-1(Г⁵рГ - 6,0-l(T⁶pfp - 6,(M(T⁵pfr + 1,75ррГ -

- 11,0-1(Г⁶фГ,                                                                     (44)

где р — плотность жидкости, г/см³; р — давление, МПа; t — температура, °С; Г — газонасыщенность, %.

Относительная погрешность определения р с помощью этой зависимости не более 10 % при давлении не менее 5 åè‡.

Рассмотрим, как может изменяться значение AV при Ар = const и одинаковых по площади поперечного сечения и значению гидравлического сопротивления в местах негер­метичности обсадных колонн, при изменении глубин их спу­ска от 500 до 3000 м и диаметрах от 114 до 426 мм, газона­сыщенности продавочной жидкости от 1 до 8 %, давлениях опрессовки 7 и 10 МПа, а также и при средней температуре, равной 75 °С.

Используя уравнения (43) и (44), получаем диапазон воз­можного изменения объема утечки жидкости из колонны для рассмотренных условий. Проведенный расчет показал, что при снижении давления на 0,3 МПа за 30 мин AV может из­мениться: для 426-мм колонны от 83 до 1962 л, что это соот­ветствует расходам жидкости от 53 до 1090 см³/с; для 219-мм колонны от 12,6 до 660 л, т.е. от 7 до 477 см³/с (рис. 100). При снижении давления на 0,5 МПа за те же 30 мин AV мо­жет изменяться: для 194-мм колонны от 16,4 до ИЗО л, что соответствует расходам жидкости от 9,2 до 626 см³/с; для 114-мм колонны от 5,3 до 416 л, т.е. от 2,95 до 526 см³/с (см. рис. 100).

Следовательно, обсадная колонна, например диаметром 194 мм, может быть признана герметичной, несмотря на то что при опрессовке из нее вытекает жидкость с расходом 400 см³/с, а в другой скважине обсадная колонна такого же диаметра и при таком же давлении опрессовки может быть признана негерметичной, хотя пропускает через место не­герметичности жидкость с расходом всего 10 см³/с. Исполь­зование результатов такой оценки в первом случае может

248

а

АУ,л

 

	т
2000	\
1600
1200	"1
800	1 ^
400	,426 мм,у/ф^ШШШШ>
п

500

1500

2500 L, м 500

1500

2500 L, м

Рис. 100. Диапазоны изменения объема жидкости, вытекающей из колонн разного диаметра в течение 30 мин после опрессовки при снижении давле­ния:

а — на 0,3 МПа; б — на 0,5 МПа; / — при газонасыщенности 8 %; II — при газонасыщенности 1 %

привести не только к аварийному состоянию скважины, но и к вредным последствиям для всего месторождения в целом. Во втором случае — к практически бесполезным значитель­ным затратам времени и средств на обнаружение мест не­герметичности и проведение изоляционных работ, так как такая колонна, возможно, вообще не нуждается в ремонте.

Рядом исследователей высказывались соображения о низ­кой достоверности оценки герметичности обсадных колонн по снижению опрессовочного давления и о целесообразности выбора новых критериев оценки. Так, А.Т. Кошелев реко­мендовал использовать для оценки герметичности обсадных

249

колонн значение объема жидкости, истекающей из обсадной колонны при опрессовке, что, по-видимому, является более объективным критерием, который, кроме этого, может быть непосредственно использован при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Однако аналитический расчет значения этого объема по формуле (43) для каждой конкретной скважины выполнить весьма затруднительно. Как показал анализ формулы (44), определить расчетным путем среднее значение коэффициента сжимаемости жидкости, заполняющей обсадную колонну, практически невозможно, так как коэффициент в большей степени зависит от газонасыщенности жидкости, давления и температуры, которые изменяются в широких пределах по стволу скважины.

Поэтому для определения объема жидкости, истекшей из обсадной колонны за время опрессовки, предлагается ис­пользовать способ ее подкачивания, заключающийся в следу­˛˘ÂÏ [11].

Опрессовывают колонну согласно действующей инструк­ции. Затем замеряют значения снижения давления за указан­ное время и, повышая давление, восстанавливают его до пер­воначального значения с замером закачанного объема жид­кости либо в процессе закачивания, либо путем последующе­го быстрого стравливания ее в мерную емкость через вентиль опрессовочной головки до падения давления в колонне на значение, равное зарегистрированному при опрессовке. За­качанный объем жидкости (или стравленный в мерную ем­кость) будет равен объему жидкости, истекшей из колонны при опрессовке. Разделив значение этого объема на время опрессовки, можно определить расход жидкости через место негерметичности.

Использование данного способа позволяет более диффе­ренцированно и обоснованно судить о степени герметично­сти обсадных колонн, что в дальнейшем может служить ос­новой для создания конкретных требований их герметично­сти с учетом назначения колонн и выработки более совер­шенных критериев ее оценки.

Предложенный способ оценки герметичности колонн вне­дрен в 1985 г. в Коробковском УБР ПО "Нижневолжск-нефть".

В порядке обсуждения авторами предлагается дальнейшее усовершенствование способа испытания обсадных колонн на герметичность в направлении использования в качестве кри­терия не абсолютного значения объема вытекающей при оп-

250

рессовке жидкости AV (в м³), а его отношения к внутреннему объему испытываемой колонны V (в м³). Согласно формуле (43), это отношение

AV / V = AV / LS = PAp.                                                          (45)

Следовательно, использование относительного критерия позволит исключить влияние на результаты оценки герме­тичности как длины, так и диаметра колонны, что повы­сит универсальность и достоверность такой оценки. Кроме того, подставляя в формулу измеряемые значения AV и Ар, можно оценить осредненное по стволу скважины значение коэффициента сжимаемости Р_ср заполняющей колонну жид­кости.

6

ПОВЫШЕНИЕ ИНФОРМАТИВНОСТИ

ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ

ДЕФЕКТОСКОПИИ

ОБСАДНЫХ КОЛОНН В СКВАЖИНАХ

Большинство промыслово-геофизических предприятий ос­нащены электромагнитными скважинными индикаторами дефектов обсадных колонн (ДСИ). По кривым, характеризу­ющим трещины (i) и диаметр (D) колонны, регистрируемым с помощью прЕмого (i _п, DJ и дифференциального (i _д, D_A) зондов ДСИ, выделяются продольные трещины, обрывы, вздутия и смятия обсадных труб, т.е. не только места, но и характер дефектов.

Однако широкое применение ДСИ для дефектоскопии ко­лонн сдерживается нередкими сильными искажениями регис­трируемых кривых, затрудняющими их интерпретацию. Эти искажения обусловлены влиянием электромагнитных помех [82, 84].

Например, на рис. 101 в интервале глубин скважины ниже 2375 м кривые, зарегистрированные ДСИ, искажены на­столько, что их нельзя правильно интерпретировать: по ним можно сделать ошибочное заключение о нарушениях целост­ности обсадной колонны, которое не подтверждается резуль­татами других исследований.

Выходной сигнал используемого в ДСИ датчика — токо-вихревого преобразователя зависит от геометрических раз­меров, наличия дефектов и электромагнитных свойств кон­тролируемого изделия. Неоднородность магнитных свойств, вызванная неоднородностью структуры, внутренними напря­жениями и другими причинами, создает помехи при дефек­тоскопии с помощью токовихревого преобразователя. Эти помехи могут быть достаточно чувствительны для высокоточ-

252

Глуби­на, м

D_T

4 мм

0,5 %U,B
I------------ 1

D_r

2360

2370

2380

2390

Рис. 101. Диаграммы ДСИ, искаженные влиянием помех

ной дефектоскопической аппаратуры, позволяющей обнару­живать в контролируемом изделии дефекты протяженностью 1—2 мм. Поскольку чувствительность ДСИ к дефектам зна­чительно ниже (выделяются трещины протяженностью более 60 мм), неоднородность магнитных свойств обсадных труб не может быть основной причиной искажений кривых i и D.

253

В то же время ферромагнитным изделиям, какими являют­ся обсадные трубы, присуще явление гистерезиса, под кото­рым понимается отставание изменения магнитной индукции от изменения напряженности магнитного поля. В связи с этим после снятия внешнего магнитного поля, приложенного к обсадной колонне (например, при проведении геофизичес­ких исследований, связанных с применением магнитных по­лей), в ней сохраняется остаточная индукция, которая обус­ловливает остаточную намагниченность. При этом участки с неоднородностью магнитной структуры, вызванной неравно­мерной термообработкой, сжатием, растяжением и другими причинами, будут иметь неоднородную намагниченность, т.е. намагниченность расположенных рядом участков будет резко отличаться друг от друга.

Основываясь на этом факте, можно полагать, что наибо­лее вероятной причиной возникновения помех, искажающих кривые ДСИ, является намагниченность обсадных труб. Ре­зультаты экспериментальных исследований и промысловых испытаний подтверждают это предположение.

В целях повышения информативности электромагнитной дефектоскопии с учетом выявленной природы помех были разработаны и успешно опробованы в лабораторных и про­мысловых условиях способ и устройство устранения таких ÔÓÏÂı [15].

В экспериментальную скв. 3 Суздальской площади была спущена намагниченная обсадная колонна из труб со сквоз­ными искусственными дефектами (длина 120 мм, ширина 5 мм), расположенными вдоль оси колонны. По зарегистри­рованным затем с помощью ДСИ кривым i _п1 и D_nl оказалось невозможным однозначное определение мест расположения дефектов и муфтовых соединений, изменения диаметра труб, а также числа дефектов (рис. 102, $). И только после размаг­ничивания колонны с помощью электромагнита, на катушку которого подавалось переменное напряжение с частотой 5 — 10 Гц, на кривых i _п2 и D_n2 эти места отметились достаточно четко (рис. 102, ·).

При исследовании с помощью ДСИ 140-мм обсадной ко­лонны в скв. 15 площади Шуртан была зарегистрирована ис­каженная в результате влияния помех кривая i _д1, по которой ошибочно можно судить о наличии дефектов колонны (рис. 102, $'). Кривая 1 _д2, зарегистрированная после размагничива­ния обсадной колонны, характеризуется отсутствием помех и указывает на отсутствие дефектов в рассматриваемом ин­тервале (рис. 102, · ').

254

а;

!

4 мм

б

4 мм

 

а

б'

 

90

100

^г п1

^г п2

'п2

т

160

170

180

190

110

Рис. 102. Сопоставление кривых, зарегистрированных ДСИ в обсадных ко­лоннах:

%,%' и •, • ' — соответственно до и после их размагничивания; 1 — искусст­венные дефекты; 2 — муфтовые соединения; 3 — изменение диаметра ко­лонны

Анализ промысловых материалов показывает, что в боль­шинстве скважин, из числа исследованных с помощью ДСИ, в обсадных колоннах имеются намагниченные участки про­тяженностью от локальных аномалий до аномалий, которым соответствуют участки в сотни метров.

7

КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ МЕТОДОВ

И СРЕДСТВ КОНТРОЛЯ

ЗА КРЕПЛЕНИЕМ СКВАЖИН

В большинстве случаев недостаточные информативность и достоверность оценки качества крепления скважины по дан­ным одного из применяемых для этой цели методов вызыва­ют необходимость рационального (в том числе и экономиче­ски) их комплексирования.

Комплексирование методов и средств исследований сква­жин не только ускоряет их проведение за счет сокращения числа спускоподъемных операций в скважине. В результате их комплексирования повышается сопоставимость получае­мых результатов, а следовательно, информативность и досто­верность интерпретации. На этом основан эффект синергиз­ма, заключающийся в получении большей информации от комплексирования методов исследований, чем сумма инфор­мации от применения каждого метода.

7.1. РАЦИОНАЛЬНОЕ КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ ЗА ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ СКВАЖИН

Выбор рационального комплекса методов контроля за це­ментированием скважин регламентируется степенью досто­верности и информативности получаемых данных, затратами на его выполнение времени и средств, а также геолого-техническими условиями строительства скважин (литологией разреза, конструкцией скважины, температурой и давлением в ней, используемыми тампонажными материалами и др.), сроками применения термометрического и акустического методов Ë др. [3, 4, 36, 43, 102].

Широкое внедрение регистрации фазокорреляционных

256

диаграмм для определения состояния контакта цементного камня не только с колонной, но и с породой, а также амп­литуды отраженных от муфтовых соединений акустических волн А_отр для определения высоты подъема облегченных там-понажных растворов и включение этих методов в рацио­нальные комплексы значительно увеличило информативность и достоверность получаемых с их помощью данных о каче­стве цементирования.

Например, интерпретация только аналоговых кривых АКЦ (А_к и Т), зарегистрированных в разрезе скважины, сло­женном из плотных ("высокоскоростных") пород (скорость распространения акустических волн в которых равна скоро­сти их распространения в колонне или превышает ее) может привести к ошибочному заключению об ослаблении или от­сутствии контакта цементного камня с колонной. Это обус­ловлено тем, что распространяющаяся с большой скоростью по плотной породе волна попадает в измерительное окно А_к, увеличивая ее регистрируемое значение, амплитуды волны, распространяющейся за колонной. Совместная же интерпре­тация кривых А_к и ФКД исключает возможность такой ошибки, так как в этом случае на ФКД четко прослеживают­ся волна, распространяющаяся по породе, и отсутствие вол­ны, распространяющейся по колонне, характеризуя наличие контакта цементного камня с колонной и породой (см. рис. 58 Ë 62).

В интервалах скважины, зацементированных облегченным тампонажным раствором, наличие его в заколонном прост­ранстве нередко может быть обнаружено только путем реги­страции отраженных от муфтовых соединений акустических волн (чаще — их амплитуды — А_отр) (см. рис. 73 — 75).

Причем регистрация ФКД и А_отр одновременно с регист­рацией кривых А_к и Т акустической цементограммы (за одну спускоподъемную операцию скважинного прибора АКЦ) не вызывает дополнительных простоев скважин.

При выборе рациональных комплексов методов контроля за цементированием скважин должны учитываться возмож­ности и ограничения включаемых методов, а также геолого-технические особенности разбуривания нефтегазовых место­рождений. Например, применение аппаратуры гамма-гамма-контроля за цементированием (ЦМТУ, СГДТ) возможно лишь при температуре, не превышающей 120 °С, что не позволяет использовать эту аппаратуру в глубоких или высокотермаль­ных скважинах. Наличие в разрезах скважин многолетне-мерзлых пород, а также применение облегченных тампонаж-

257

ных материалов замедляют схватывание и твердение цемента в заколонном пространстве, что может значительно снизить достоверность данных термометрического и акустического методов о качестве цементирования.

В целях выбора оптимального времени применения тер­мометрического и акустического методов контроля за цемен­тированием, оценки эффективности этих методов, а также для получения прогнозной информации о качестве цементи­рования последующих скважин по используемой технологии, целесообразно в двух-трех скважинах для каждых однотип­ных геолого-технических условий их строительства произво­дить временные термоакустические исследования в комплек­се с гамма-гамма-методом.

На основе вышеизложенных принципов были разработа­ны и утверждены в СевКавНИИгазе и в соответствующих промысловых, буровых и геофизических предприятиях ра­циональные комплексы методов контроля за цементировани­ем скважин нефтегазовых месторождений Краснодарского края, Уренгойского, Ямбургского и Бованенковского ГКМ, применение которых позволяло получить максимальную ин­формацию о качестве цементирования скважин при опти­мальных затратах.

В частности, согласно разработанному рациональному комплексу методов контроля за цементированием скважин для разбуриваемого наклонно направленными скважинами Ямбургского месторождения было утверждено обязательное применение аппаратуры СГДТ гамма-гамма-метода с целью определения значений эксцентриситета обсадной колонны в скважине, местонахождения и количества центраторов. Со­гласно разработанному рациональному комплексу методов контроля за цементированием скважин Уренгойского ГКМ было утверждено исключение массового применения метода термометрии, так как с помощью включенной в комплекс регистрации отраженных акустических волн высота подъема облегченных тампонажных растворов определялась более достоверно, чем с помощью регистрации термограмм.