Разработка устройства и способа повышения качества ступенчатого цементирования скважин

Для повышения качества цементирования скважин упомя­нутыми выше способами необходимо устранить причины, обусловливающие колебания давления в нижних частях об­садных колонн, для чего в период ОЗЦ необходимо сохране­ние гидравлической неразрывности во внутреннем объеме колонны от устья до забоя. Для этой цели были разработаны специальные муфты ступенчатого цементирования, позволя­ющие решить данную задачу.

Специальная муфта ступенчатого цементирования снабже­на кожухом с заливочными отверстиями, а корпус выполнен

97

Рис. 30. Специальная муфта ступенчатого цементирования

с отверстиями над верхней и под нижней продавочными пробками, причем кожух образует с корпусом кольцевую полость, сообщающую камеры над верхней и под нижней продавочными пробками (рис. 30).

Муфта содержит корпус 13 с четырьмя заливочными от­верстиями 2 в средней части, а также с отверстиями в ниж­ней 5 и верхней 12 частях, нижнюю продавочную пробку 4 с седлом 6, которая жестко связана с нижней подвижной втул-

98

кой 7, закрепленной на корпусе штифтом 8, верхнюю прода-вочную пробку 1 с седлом 11, которое жестко связано с верхней подвижной втулкой 10, закрепленной на корпусе штифтом 9, и кожух 3, что позволяет ей работать следую­щим образом.

В начале продавки тампонажного раствора за колонну пробка 4 садится на седло 6, перемещая его с втулкой 7 вниз до упора. При этом срезается штифт 8 и открываются зали­вочные отверстия 2. В конце продавки тампонажного рас­твора верхняя пробка 1 подходит к верхнему седлу 11, садит­ся за него, срезая штифт 9, перемещает верхнюю втулку 10 вниз до упора, закрывая заливочные отверстия 2 и открывая верхние отверстия 12. При этом внутренний объем обсадных труб гидравлически связывается с нижним внутренним объ­емом обсадных труб через отверстия 5 и 12 и канал между кожухом 3 и корпусом 13 при нижних положениях втулок 7 и 10.

Стендовые испытания муфты показали ее высокую на­дежность, она не требует специального оснащения и боль­ших материальных затрат.

Такие муфты прошли промысловые испытания на сква­жинах Сухокумского УБР объединения "Дагнефть", в резуль­тате которых выявлены их высокая надежность и эффектив­ность.

При цементировании скважин в обсадную колонну сбра­сывают управляющие детали ("бомбы", шары, стержни), на­пример для приведения в действие муфт ступенчатого цемен­тирования (МСЦ, МДК-245 и т.д.), пакер-муфт типа ПДМ и других устройств. Падают они от устья до посадочных седел с различной скоростью, зависящей от плотности и вязкости жидкости в колонне, зазора между колонной и деталью, от плотности детали и других факторов.

Неправильная оценка скорости падения детали может привести к простоям скважины или же к проведению допол­нительных технологических операций в ней.

Для уточнения ее определения разработано устройство, основанное на регистрации возникающих и распространяю­щихся в обсадной колонне акустических колебаний в момент ударов падающей детали о ее стенки [101]. При попадании детали на посадочное седло, глубина установки которого из­вестна, акустические колебания в колонне исчезают. Фикси­руя время от возникновения до исчезновения этих колебаний в обсадной колонне, простым расчетом можно определить скорость падения детали в скважине.

Устройство состоит из двух функциональных частей: бло­ка датчика и блока индикации. Электрическая схема устрой­ства (рис. 31) содержит: приемник акустических колебаний П: усилители Ml, Rl — RA, С\ — СА; согласующие усилители VI, V 2, R 5- R 10, С5-С7; выпрямители V3-V4, С8; триггер Шмитта V5 — V8, R 11— R 17; светодиоды V8, V9. Электропита­ние устройства осуществляется от двух элементов питания 336ã (Б1, Å2).

Акустические колебания, возникающие в обсадной колон­не, улавливаются приемником, расположенным в блоке дат­чика, и преобразуются в электрические сигналы, которые вначале усиливаются усилителем, расположенным в блоке датчика, и передаются по кабелю к блоку индикации, а затем дополнительно усиливаются согласующим усилителем, после чего поступают на выпрямитель, собранный по схеме удвое­ния напряжения. Выпрямленное напряжение, превышая оп­ределенное значение, запускает триггер Шмитта, который опрокидывается; на эмиттере транзистора V8 появляется на­пряжение, близкое к напряжению питания, которое подается на светодиод V9. Он начинает светиться, сигнализируя о том, что в обсадной колонне распространяются акустические сиг­налы, возникающие в результате движения в ней управляю­щей детали. Когда деталь достигнет посадочного седла, акус­тические колебания в колонне прекратятся, триггер Шмитта вернется в первоначальное состояние и светодиод погаснет. Время от сбрасывания управляющей детали в скважину до момента, когда индикаторный светодиод погаснет, и будет временем ее полета.

Так как акустические сигналы в обсадной колонне имеют преимущественно импульсный характер, схема выпрямителя содержит конденсатор С8 (см. рис. 31), который, медленно разряжаясь, удерживает триггер Шмитта в опрокинутом со­стоянии до прихода следующего импульса.

Регулятор усиления позволяет так настраивать устройство, чтобы исключались ложные срабатывания индикатора от случайных помех, возможных в скважине.

Акустические колебания, возникающие в обсадной колон­не при движении в ней управляющей детали, могут быть за­писаны регистрирующим устройством, для подсоединения к которому на корпусе блока индикации имеются специальные клеммы.

Блок датчика (рис. 32) заключен в корпус 1, внутри кото­рого находятся приемник акустических колебаний 2 и печат­ная плата усилителя 3. Кабель 4 служит для передачи сигналов

100

Блок датчика

Блок индикации

К регистратору

Рис. 31. Электрическая принципиальная схема устройства для определения скорости падения управляющих деталей в скважине

Рис. 32. Узел датчика и способ крепления его на обсадной трубе

Рис. 33. Диаграмма регистрации акустических сигналов во время падения в колонне управляющей детали:

1,2 — время соответственно нача­ла падения и остановки на поса­дочном седле

 

 

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

О

к блоку индикации из блока датчика и для снабжения по­следнего электроэнергией. Блок датчика устанавливается на обсадной трубе 5 на устье скважины таким образом, чтобы-игла 6 приемника акустических колебаний входила в непо­средственное соприкосновение с наружной поверхностью

102

обсадной трубы, благодаря натяжению резиновой ленты 7, с помощью которой блок крепится на трубе. Резиновая про­кладка 8 служит для демпфирования вибрации корпуса дат­чика.

Устройство было испытано на экспериментальной буро­вой № 3 Суздальской площади по следующей методике.

В ствол скважины, заполненный глинистым раствором плотностью 1,5 г/см³, было спущено 300 м бурового инстру­мента из труб ЛБТ диаметром 146 мм, оканчивающегося спе­циальным переводником, снабженным боковыми отверстия­ми и посадочным седлом. У устья на ЛБТ был закреплен блок датчика устройства, соединенный через блок индикации с регистратором каротажной станции. После включения и настройки устройства были сброшены: первая "бомба" мас­сой 7,5 кг, представляющая собой цилиндр переменного се­чения с максимальным диаметром 90 мм, длиной 350 мм (с зазором между нею и колонной 9 мм); вторая "бомба" мас­сой 4,5 кг и конфигурацией, аналогичной вышеописанной; а затем тре- тья — диаметром 100 мм, длиной 370 мм, массой 5,5 кг (с зазором между нею и колонной 4 мм). При сбросе "бомб" регистрировались во времени акустические сигналы, которые по мере удаления сброшенной детали от устья за­метно затухали (рис. 33). Резкое прекращение регистрации сигналов означало остановку "бомбы" в посадочном седле. После определения по отметкам на диаграмме времени поле­та детали и учета глубины установки посадочного седла — 300 м определяли скорость движения. Она была равна в 1-м случае 1,8; ‚Ó 2-Ï — 1,1; ‚ 3-Ï — 1,0 Ï/Ò.

Далее бурильный инструмент опустили до глубины 600 м и определили скорости падения аналогов вышеописанных "бомб", которые в этих условиях оказались равными: для 4,5-килограммовой "бомбы" — 1,1; для 5,5-килограммовой — 1,0 Ï/Ò.

Следовательно, скорость падения деталей в зависимости от глубины изменялась незначительно, а испытания устрой­ства показали достаточную для практических целей точность определения скорости падения деталей в обсадной колонне.

Так как серийный выпуск специальных муфт ступенчатого цементирования, сохраняющих гидравлическую связь верхне­го и нижнего объемов колоны, не был налажен, а производ­ственные задачи требовали разрешения, был разработан спо­соб выбора оптимального времени цементирования верхней ступени после цементирования нижней, позволяющий повы­сить качество ступенчатого цементирования скважин.

103

5, мм 13 121110 9 8 7 6

8, мм 13 121110 9 8 7 6

 

D = l 27 мм

D =14 O мм

10 20 30 40

At,° C

 

АГ, °С

8, мм 13 12 11 10 9 8 7 6

8, мм 13 121110 9 8 7 6

 

8, мм 13 12 11 10 9 8 7 6

8, мм 13 121110 9 8 7 6

Рис. 34. Графики зависимостей предельных изменений температуры At от толщины 6 и диаметра D обсадных труб колонны при изменении а,

С этой целью на основании данных о значениях критиче­ского давления в колонне (по отношению к растрескиванию цементного кольца) были построены графики зависимостей

104

а t,°C

100 90 80

70 60

2 6 10 14 18 Т,ч

б

 

	> 6	10 14	18
10	-
20	-	/
30	1	/
40	- I

 

8, мм 10     8

t,°C

2 6 10 14

18 Т,ч

t,° C

Рис. 35. Графики для выбора оптимального времени цементирования верх­ней ступени 146-мм обсадной колонны в зависимости от толщины стенок труб при изменении а,

предельных приращений температуры At, вызывающих воз­никновение критического давления, от толщины стенок 6 обсадных труб и коэффициента K_t, определяющего значение приращения давления жидкости в замкнутом объеме колон­ны под воздействием изменения температуры на 1 °С (рис. 34).

Коэффициент K_t подсчитывался по эмпирической фор­муле:

0,616               t    É        _tÉ 141

Я, = 0,76 +--- + 0,ЗЗГ + 1,623— + 24— + 5,4-10-----

Р                                            Р_к Р_к                                 Р Рк

-4,65-10"³-i₁-4,2-10"³--0,475--3-10"³-i_ir-l,15-^—
Р                    Р                                                РР_К

-26,36— -0,153— + 110,5—,                                                                                                                                    (25)

РРк                      Рк                   РРк

где р — плотность бурового раствора, г/см³; р_к — давление в колонне, МПа; Г — газонасыщенность жидкости в колонне, %', ti — температура в средней точке нижней ступени после ее цементирования, °С.

Значение, на которое изменится температура ствола скважины в период ОЗЦ в интервале цементирования ниж­ней ступени, определяли по результатам неоднократных ее измерений (через каждый 2 ч после цементирования, до стабилизации) в пробуренных ранее на площади скважи­нах.

По полученным в процессе таких измерений данным для средней глубины нижней ступени строили график измене­ния температуры во времени в период ОЗЦ (рис. 35, а). На этой вариационной кривой находили максимум температу­ры, а затем по определяемым значениям разности между ее текущим и максимальным значениями строили график зависимости приращения температуры At от времени Т (рис. 35, ·).

После этого строили совмещенный график приращения температуры в период ОЗЦ в функции времени (рис. 35, в, правая часть), а также в функции коэффициента K_t и толщины стенок обсадных труб о (см. рис. 35, в, левая часть).

Оптимальное время цементирования верхней ступени по­сле цементирования нижней определяли по исходным дан­ным для конкретной скважины с использованием графиков, аналогичных приведенным.

106

ПРИМЕР РАСЧЕТА ОПТИМАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ВЕРХНЕЙ СТУПЕНИ

Глубина скважины 2800 м; глубина установки муфты 1820 м; 146-мм обсадная колонна с толщиной стенок 8 мм; плотность бурового раствора 1,3 г/см³, его газонасыщенность

£* /О.

Глубина, соответствующая средней точке интервала це­ментирования нижней ступени, равна 2310 м.

По данным временных термозамеров в соседних скважи­нах определяли значения температуры для средней точки ин­тервала цементирования нижней ступени, представленные во времени:

2	4	8	10	12	14	16	18	20	22	24
50	57	73	80	86	92	94	97	96	95	94

Время замера, ч.....

Температура, °С.....

По этим данным строили вариационную кривую (см. рис. 35, ‡).

Из приведенных данных видно, что температура на дан­ной глубине достигает максимума через 18 ч и соответствует 97 °ë.

Через точку (см. рис. 35), соответствующую максимально­му значению температуры, проводили линию, параллельную оси абсцисс, — ось новой системы координат. По ее оси ординат вновь откладывали значения возможного прираще­ния температуры At, определяемые как разность между мак­симальным (97 °С) и текущим значениями. Например, через 10 ч после окончания цементирования нижней ступени воз­можное приращение температуры At = 97 — 80 = 17 °С.

Построенный таким образом график зависимости At = = f { T) совмещался по оси At с соответствующим 146-мм ко­лонне графиком (см. рис. 34); в результате получился совме­щенный график (см. рис. 35, в).

Затем находили значение K_t, для чего определяли давление столба бурового раствора в колонне р_к на глубине Н = 2310 м;

р_к = 0,Шр = 0,1-23101,3 = 300 Í„Ò/Òϲ = 30 åè‡.

Температура через 2 ч после цементирования в этой точке равна 50 °С (см. выше), поэтому

К. = 0,76 + —+ 0,33-2 + 1,623— + 24— + 5,4-10"^{3 50}" ²

13                                30   30                       13

- — - 4,65 • 10"3 • 50 - 4,2 • 10"3 • — - 0,475 • — - 3 • 10"3 • 50 • 2 -

10~³ • 50 - 4,2 • 10~³ • — - 0,475- —
30                                                     13              13

107

-1,15—^— -26,36—----- 0,153-^

13 50       13 • 30       30         13 • 30

= 0,806

В целях определения оптимального времени цементирова­ния верхней ступени колонны на графике (см. рис. 35, в) от значения 6 = 8 мм проводили прямую, параллельную оси ор­динат, до пересечения с линией, соответствующей K_t = = 0,8 МПа^С"¹. Из точки пересечения проводили прямую, параллельную оси абсцисс, до пересечения с кривой возмож­ного приращения температуры во времени. Из этой точки восстанавливали перпендикуляр к оси времени, и на их пере­сечении определяли оптимальное значение времени цементи­рования верхней ступени после цементирования нижней, равное 11 ч 45 мин.

Таким образом, для предотвращения снижения качества ступенчатого цементирования и возникновения в связи с этим межколонных проявлений необходимо либо применять муфты ступенчатого цементирования для создания гидравли­ческой связи во внутреннем пространстве заполненной жид­костью обсадной колонны, либо выбирать оптимальное вре­мя цементирования верхней ступени после цементирования нижней.

3.2.3. РАДИОАКТИВНЫЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ СКВАЖИН

ПРИМЕНЕНИЕ РАДИОАКТИВНЫХ ИЗОТОПОВ (РАДИОНУКЛИДОВ) ДЛЯ АКТИВАЦИИ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА

Определение интервала распространения тампонажного раствора за об­садной колонной

Этот метод основан на цементировании скважин активи­рованным радиоактивными изотопами (радионуклидами) или радоном тампонажным раствором с последующей регистра­цией гамма-излучения в обсадной колонне [29, 77].

Регистрация гамма-излучения в колонне проводится стан­дартной гамма-каротажной аппаратурой. При этом интервал распространения активированного тампонажного раствора за колонной отмечается повышением интенсивности гамма-излучения, по сравнению с естественной радиоактивностью вскрытых скважиной пород.

108

Для активации тампонажных растворов использовались радиоактивные изотопы циркония, иридия, железа, а также радон, затем радионуклиды натрия или бария, характеризу­ющиеся достаточно жестким гамма-изучением и сравнитель­но небольшими периодами полураспада. Растворенные в воде соли этих изотопов или радон вводят в емкости цементиро­вочного агрегата и тщательно перемешивают с тампонажным раствором перед заливкой его в скважину.

При расчете необходимого количества соли радиоактивно­го изотопа (радионуклида) для активации исходят из того, что с целью соблюдения правил безопасности работ гамма-активность тампонажного раствора после тщательного его смешивания с солью изотопа не должна превышать актив­ность 1 мг-экв Ra на 1 м³ смеси.

28 30 Температура, °С

100

Рис. 36. Определение с помощью ГК границ распространения в сква­жине активированного радиоактивными изото­пами тампонажного рас­твора:

1 — термограмма; 2 — кривая ГК; 3 — верхняя граница цемента

Метод применения радиоактивных изотопов или радо­на свободен от недостатков термометрии, так как позво­ляет достаточно четко определять верхнюю и нижнюю границы распределения активированного тампонажного мате­риала за колонной практически независимо от его количест­ва, времени, прошедшего от окончания заливки до момен­та исследования, а также от глубины и температуры сква­жины.

Для определения только высоты подъема тампонажного раствора с помощью применения радиоактивных изотопов (радионуклидов) или радона достаточно активировать лишь первую его порцию.

В качестве примера определения интервала распростране­ния за колонной активированного тампонажного раствора приведен рис. 36, из рассмотрения которого следует, что по данным гамма-каротажа (ГК) верхний уровень подъема тампонажного раствора определяется так же, как и по термограмме на глубине 150 м, тогда как проектная высота его подъема — 250 м от устья. Однако по кривой измене­ния интенсивности гамма-излучения нижняя граница акти­вированного тампонажного раствора определяется на глуби­не» 350 м, а в интервале 350 — 650 м он отсутствует, что ука­зывает на переподъем тампонажной массы в этой сква­жине.

Определение характера заполнения заколонного пространства тампонажным раствором

Однако при использовании активированного радиоактив­ными изотопами тампонажного раствора по данным обычно­го гамма-каротажа затруднительно судить о характере запол­нения тампонажным раствором заколонного пространства и тем более — о взаимном расположении колонны и скважи­ны в том или ином ее сечении. В связи с этим для определе­ния изменения толщины активированной цементной оболоч­ки вокруг колонны в тресте "Азнефтегеофизика" был разра­ботан гамма-цементомер — аппаратура гамма-контроля за цементированием скважин [29, 77].

Принцип действия аппаратуры гамма-контроля цементиро­вания заключается в том, что гамма-излучение активирован­ного тампонажного раствора регистрируется гамма-индика­тором, вокруг которого вращается цилиндрический свинцо­вый экран с продольной коллимационной щелью. Так как интенсивность гамма-излучения находится в прямой зависи-

110

^ J

 

Рис. 37. Оценка распределения активаторной тампонажной массы за обсад­ной колонной в сечении ствола скважины:

а — кривая изменения по периметру колонны интенсивности гамма-излучения; б — схема распределения тампонажной массы вокруг колонны; О, 0' — центры сечения скважины и колонны; z — z_t — прямая, соответству­ющая плоскости кривизны колонны; 1 — цементная оболочка

мости от толщины активированной тампонажной мас­сы, то кривая изменения интенсивности гамма-излучения, зарегистрированная за один оборот коллимационной щели экрана гамма-цементомера, характеризует изменение тол­щины активированной цементной оболочки за колонной в данном сечении скважины. При равномерном распределе­нии тампонажного раствора (или камня) за колонной эта кривая превращается в прямую, а при неравномерном — имеет четко выраженные максимум и минимум, разни­ца между которыми тем больше, чем больше неравномер­ность распределения цемента в заколонном пространстве (рис. 37).

При регистрации кривой интенсивности гамма-излучения каждый поворот экрана на 60° отмечается на цементограмме, а также фиксируется момент, когда его коллимационная щель совпадает с плоскостью кривизны колонны (z — zj. Это позволяет по данным цементограммы не только оценить из­менение толщины тампонажной оболочки по периметру ко­лонны, но и определить угол между плоскостью ее кривизны и плоскостью, проходящей через минимальную толщину тампонажной оболочки (см. рис. 37).

Исследования аппаратурой гамма-контроля цементирова­ния в скважинах подтвердили представление о том, что в большинстве случаев тампонажный раствор (или камень) распределяется неравномерно вокруг колонны.

С помощью этих исследований в сечениях ряда скважин было обнаружено одностороннее распространение тампо­нажного раствора за колонной, а также был подтвержден тот факт, что в той части скважины, где на колонне установ­лены центраторы, распределение тампонажного раствора за колонной более равномерное.

Недостатками применения радиоактивных изотопов яв­ляются: остающийся в течение сравнительно длительного времени высокий уровень гамма-излучения, препятству­ющий проведению других радиоактивных исследований в скважине, сложность и трудоемкость проведения работ, а иногда и радиационная опасность. Поэтому применение радиоактивных изотопов для оценки качества цементи­рования скважин широкого распространения не полу­чило.

Более удобными для исследования заколонного простран­ства являются радиоактивные методы, не требующие предва­рительной активации тампонажного раствора или закачивае­мой в скважину жидкости.

112

3.2.3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНТЕРВАЛОВ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА
ЗА ОБСАДНОЙ КОЛОННОЙ ПО КРИВЫМ ГК

Предложенный способ основан на различии в степени по­глощения естественного гамма-излучения горных пород бу­ровым раствором и более плотной цементной массой, нахо­дящихся в заколонном пространстве скважины. В связи с этим регистрируемое гамма-излучение в зацементированном интервале скважины должно быть меньше, чем в ее незаце-ментированной части [29].

Для установления местонахождения за колонной раздела между глинистым и тампонажных раствором диаграммы гам­ма-каротажа, зарегистрированные в открытом стволе и после цементирования скважины, совмещают в интервалах с мини­мальными расхождениями в показаниях гамма-активности.

Последнее позволяет в какой-то степени уменьшить влия­ние на эти показания колонны, бурового раствора и незна­чительного слоя тампонажной массы в интервале совмеще­ния. При этом существенное уменьшение показаний ГК в интервале зацементированной скважины, по сравнению с данными ГК в открытом стволе, указывает на наличие там­понажной массы за колонной в данном интервале.

Недостатками описанного способа являются трудность до­статочно четкого определения раздела в заколонном прост­ранстве между глинистым и тампонажным растворами при незначительной разнице значений их плотности, а также ес­ли интервал цементирования скважины представлен слабо­глинистыми породами, обладающими низкой гамма-активностью (до 3 — 4 мкР/ч). Поэтому данный способ целе­сообразно применять в качестве вспомогательного, причем если позволяют геолого-технические условия, то для более полного исключения факторов, затрудняющих выделение за­цементированных интервалов при сопоставлении диаграмм ГК, проводить первое измерение гамма-активности в колон­не до ее цементирования.

3.2.3.3. ГАММА-ГАММА-КОНТРОЛЬ ЗА ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ СКВАЖИН
(МЕТОД РАССЕЯННОГО ГАММА-ИЗЛУЧЕНИЯ)

При существенном различии в значениях плотности там-понажного и бурового растворов (более 300 — 500 кг/м³) мож­но получать информацию о распределении и целостности це­ментного кольца за колонной, используя метод рассеянного гамма-излучения (МРГ) или гамма-гамма-контроля за цемен­тированием скважин (ГГКц) [29, 77].

ИЗ

Гамма-гамма-контроль за цементированием скважин осно­ван на обратной зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от плотности окружающей среды.

Основными узлами аппаратуры, реализующей метод гам­ма-гамма-контроля за цементированием, являются источник гамма-излучения (радиоактивные изотопы цезия или кобаль­та) и изолированный от него свинцовым экраном (на рассто­янии 40 — 60 см) индикатор — приемник гамма-излучения, состоящий из газоразрядных счетчиков или сцинтиллятора с фотоумножителем.

При нахождении скважинного прибора в обсаженной и зацементированной скважине излучаемые из радиоактивного источника гамма-кванты рассеиваются и поглощаются в бу­ровом и тампонажном растворах, в колонне, а иногда и в породе, в связи с чем только часть рассеянного гамма-излучения попадает в индикатор.

Поэтому при наличии за колонной более плотного це­ментного раствора или камня, в результате большего погло­щения гамма-квантов, интенсивность попадающего в индика­тор рассеянного излучения будет меньше, чем при наличии в заколонном пространстве бурового раствора, и наоборот.

Для исследования скважин, обсаженных 146- или 168-мм об-садными колоннами, применялась аппаратура гамма-гамма-контроля за цементированием ЦМТУ-1. Ее индикатор (при­емник части рассеянного гамма-излучения) состоит из трех разрядных счетчиков, симметрично расположенных относи­тельно оси в углублениях на цилиндрической поверхности свин­цового экрана, что обеспечивает одновременную регистра­цию изменения интенсивности рассеянного гамма-излучения по трем образующим (через каждые 120°) ствола скважины. Вследствие вращения прибора при движении его по стволу скважины эти кривые имеют синусоидальный характер.

Для работы в 89—114-мм обсадных колоннах использо­вался прибор ЦММ-3-4 аналогичной конструкции.

В аппаратуре гамма-гамма-контроля за цементированием ЦФ-4, предназначенной для исследований в 215 —240-мм об­садных трубах, имеются четыре "башмака" (через каждые 90°), прижимающихся к стенке колонны. В специальных па­зах "башмаков" установлены четыре гамма-приемника-индикатора. По схеме прибор ЦФ-4 отличается от ЦМТУ-1 только наличием четвертого измерительного канала.

Затем для контроля за цементированием скважин с 146- и 168-мм колонной широко применялся более эффективный гамма-дефектомер с коллимированным экраном, вращаю-

114

щимся вокруг излучателя и индикатора-приемника гамма-излучения с повышенной чувствительностью, позволяющий регистрировать кривые распределения интенсивности рассе­янного излучения по периметру колонны как при перемеще­нии, так и при остановке прибора.

В связи с тем, что на показания гамма-гамма-аппаратуры оказывает сильное искажающее влияние изменение толщины стенок обсадных труб в колонне (изменение толщины стен­ки на 1 мм вызывает изменение его показаний на 10 — 20 %), дефектомер был скомплексирован с радиоактивным толщи­номером труб. Толщиномер работает по тому же принципу, что и гамма-гамма-дефектомер, но отличается тем, что рас­стояние между индикатором и источником с менее жестким излучением — изотопом тулия — около 10 см. Комплексный прибор получил название селективный гамма-дефектомер— толщиномер СГДТ-2.

Во всех модификациях аппаратуры измеряемые значения интенсивности рассеянного гамма-излучения преобразуются в скважинных приборах в соответствующие электрические сигналы, которые через каротажный кабель и наземную панель передаются на регистрирующее устройство, записы­вающее их в виде кривых изменениях интенсивности рассе­янного гамма-излучения с глубиной скважины — цементо-грамм.

При интерпретации зарегистрированных гамма-гамма-цементограмм необходимо привлекать кавернограмму для учета изменения диаметра скважин, а для приближенной оценки влияния плотности пород — диаграмму НГК. Надеж­ность результатов интерпретации повышается при наличии данных о толщине стенок труб обсадной колонны.

На рис. 38 приведена обобщенная схема качественной ин­терпретации цементограмм, зарегистрированных ЦМТУ-1 и гамма-дефектомером СГДТ-2, на которых показано, что по данным их интерпретации можно дифференцировать основ­ные случаи взаиморасположения бурового раствора, колон­ны, тампонажного раствора (камня) и стенок скважины.

На рис. 39 сопоставлены кавернограмма и зарегистриро­ванная ЦМТУ-1 в зацементированной скважине гамма-гамма-цементограмма.

Для интерпретации кривых цементограм используют ус­редненные максимальные /_тах и минимальные 4^ показания в анализируемом интервале, а также их разности и отношения.

Для облегчения интерпретации на участках зарегистриро­ванной трехканальным ЦМТУ цементограммы с заведомо

115

ж

±л.

Рис. 38. Обобщенная схе­ма интерпретации диа­грамм:

А — цементограммы, за­регистрированные трехка-нальным цементомером; Б — диаграмма, зарегист­рированная гамма-дефек-томером; / — прибор не вращается в колонне; II — прибор вращается в ко­лонне; а,в— колонна рас­положена соответственно в центре и эксцентрично незацементированной час­ти скважины; б, в — ка­верна, заполненная соот­ветственно буровым рас­твором и цементом; г, д — колонна расположе­на соответственно экс­центрично и в центре зацементированной части скважины; ж — односто­ронняя заливка цемента; 1 — цемент; 2 — порода; 3 — глинистый раствор

известной характеристикой заколонного пространства про­водят (см. рис. 39) соответствующие показаниям счетчиков скважинного прибора линии: породы (усредненные мини­мальные показания /_п), цемента и раствора (усредненные максимальные показания против каверн, заполненных це­ментным камнем 1_Ц и буровым раствором /_р), цемент-порода и раствор-порода, характеризующие эксцентриситет колон­ны в скважине (усредненные показания против зацементиро­ванных /_цп и незацементированных /_рп участков ствола сква­жины при номинальном ее диаметре), раствор-цемент, ха­рактеризующие одностороннюю заливку или нарушение це­лостности цементного камня (усредненные максимальные пока- зания против каверны, частично заполненной буровым и частично тампонажным раствором /_рц), а затем показания против других участков интерпретируют на основе этих линий.

В результате интерпретации с учетом вышеизложенного на цементограмме (с. рис. 39) четко отмечается распределение за колонной: бурового раствора (максимальная интенсивность рассеянного гамма-излучения) выше глубины 1065 м, равно-

116

Рис. 39. Сопоставление цементограммы I и ка-вернограммы II

/                         11

1500 3500имп/мин 35 55 ем

 

1050 -

1190 -

 

мерно заполненная тампонажным раствором каверна (сравнительно низкая и одинаковая интенсивность гамма-излучения) в интервале 1113 — 1130 м, переходная зона буро­вой — тампонажный раствор (камень) (спад интенсивности излучения в интервале 1065 — 1080 м) и эксцентриситет ко­лонны в скважине е, значение которого уменьшается сверху вниз (уменьшение расхождения кривых), в интервале 1030 — 1170 м, а также — односторонность заливки тампонажного раствора или канал в цементном кольце в интервале 1190 — 1200 Ï.

Независимость показаний СГДТ-2 от угла поворота при­бора при перемещении в скважине, большая чувствитель­ность и разрешающая способность, а также возможность

117

довольно точного определения изменения толщины труб в колонне с помощью толщиномера позволили разработать методику количественной интерпретации параметров регист­рируемой гамма-дефектомером круговой цементограммы для определения значений плотности вещества за колонной и эксцентриситета колонны в скважине. Определение этих значений проводится по максимальным и минимальным зна­чениям интенсивности гамма-излучения с помощью палеток, учитывающих влияние на показания гамма-дефектомера толщины стенки колонны, плотности горных пород, диамет­ра скважины и др.

На рис. 40 показаны геофизический разрез и результаты исследования ЦМТУ и СГДТ-2 состояния цементирования двух интервалов скв. 1544 Самотлорского месторождения.

Сопоставление кривых показывает, что круговая цементо-грамма по конфигурации в основном подобна цементограмме ЦМТУ-1, но более дифференцирована.

На толщинограмме (см. рис. 40) довольно четко отмечают­ся изменения толщины стенок обсадных труб колонны, а также местонахождение соединительных муфт и центрато­ров.

Определенные в тресте "Тюменнефтегеофизика" по дан­ным круговой цементограммы значения плотности вещества за колонной и ее эксцентриситета приведены (см. рис. 40) в виде кривых изменения этих значений с глубиной скважины.

По кривой изменения плотности вещества за колонной (см. рис. 40) достаточно четко определяются переходы от це­ментного камня к гельцементу и затем — к буровому рас­твору, а также неполное замещение бурового раствора там-понажным в каверне.

Кривая изменения эксцентриситета (см. рис. 40) показы­вает, что в нижней части скважины, где устанавливались цен­траторы, эксц