Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

3

дйзнкйгъ а имна мгмутЦзаь лйлнйьзаь сЦеЦзнакйЗДзаь лдЗДЬаз

Качественное цементирование скважин является необходимым условием их длительной и безаварийной эксплуатации. Под качеством цементирования скважины подразумеваются степень и надежность герметичности зацементированного пространства за обсадной колонной. Прямыми показателями хорошего качества цементирования скважины являются добыча в течение ее эксплуатации пластового флюида без примеси посторонних вод или газа, а также отсутствие межпластовых перетоков и газонефтеводопроявлений по за-колонному пространству.

Однако в связи с многообразием влияния различных геолого-технических факторов на процесс цементирования и трудностями их учета нередко строящиеся скважины оказываются некачественно зацементированными. Статистический анализ показывает, что некачественно зацементированная скважина характеризуется одним или несколькими из основных признаков — дефектов цементирования [29].

3.1. ОСНОВНЫЕ ПРИЗНАКИ И ПРИЧИНЫ НЕКАЧЕСТВЕННОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Рассмотрим признаки некачественного цементирования скважин, а также обусловливающие их основные причины и вызываемые ими последствия.

3.1.1. НЕДОПОДЪЕМ И ПЕРЕПОДЪЕМ

ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ

Нередки случаи, когда после цементирования скважины верхний уровень тампонажного раствора в заколонном пространстве (или, как его упрощенно называют, “голова цемента”) оказывается ниже проектной высоты, т.е. происходит недоподъем цементного раствора за обсадной колонной.

Недоподъем цементного раствора в скважине обычно обусловлен неучтенным влиянием одного или нескольких нижеперечисленных геолого-технических факторов:

низкие пластовые давления или давления гидроразрыва пластов, способствующие поглощению цементного раствора горными породами;

большая и сильно изменчивая во времени кавернозность пройденных скважиной пород, не позволяющая достаточно точно определять объем заколонного пространства;

высокая проницаемость вскрываемых скважиной пластов, способствующая интенсивной фильтрации в них цементного раствора и тем самым вызывающая опережающее его схватывание;

более высокая, чем расчетная, температура в скважине, способствующая преждевременному схватыванию цементного раствора;

негерметичность обратного клапана, позволяющая цементному раствору при снятии давления в колонне перетекать в нее обратно из заколонного пространства;

коагуляция бурового раствора в зоне смешивания его с цементным;

преждевременное загустевание цементного раствора при смешивании с буровым раствором, обработанным различными добавками и т.д.

Анализ промысловых материалов по Самотлорскому месторождению показал, что одной из причин недоподъема там-понажных растворов до проектной глубины являлось их преждевременное загустевание при смешивании с буровым раствором, обработанным нефтью. Экспериментально установлено, что содержание 5 % нефти в цементном растворе увеличивает его динамическое напряжение сдвига почти в 2 раза, структурную вязкость — в 1,6 раза, удлиняя сроки схватывания и уменьшая механическую прочность образующегося цементного камня.

На месторождениях объединения “Мангышлакнефть", где

46

it -IE~t 3

Месторождение
Год
1972 1973
<100
21 3
исло скважин с
недоподъемом до устья,
м

100-300
300-500
500-700
700-900
>900 47
Всего
160 197

Узень
53 8
39 6
16
27
31 106

Жетыбай
1972 1973
—
1
2
32 41
14 11
4 13
13 9
64 76

согласно проекту цементный раствор в скважинах должен подниматься до устья, из-за поглощения вследствие гидроразрыва пластов или из-за низких пластовых давлений в продуктивных объектах, в большинстве скважин был зафиксирован недоподъем цементного раствора (табл. 3).

Из-за недоподъема цементного раствора происходит незаполнение им определенного интервала заколонного пространства. А это в свою очередь может привести к нефтегазо-водопроявлениям или межпластовым перетокам за колонной (если цементный раствор не поднят на достаточную высоту над продуктивным пластом), загрязнению пресных вод, а также к интенсивной коррозии неперекрытого цементным камнем участка колонны и др.

Реже, однако, также имеют место случаи, когда вследствие неточных расчетов проектных объемов цементного раствора и продавочной жидкости, или из-за неисправности оборудования, нижний уровень тампонажного раствора оказывается выше башмака колонны, т.е. в нижней части заколонного пространства отсутствует цементный камень — происходит переподъем тампонажного раствора за колонной.

Если цементный раствор поднят выше башмака колонны, но не выше подошвы продуктивного пласта, то при сильных воздействиях на обсадную колонну (особенно при перфорации) цементный камень может осыпаться, что приводит к нарушению изоляции продуктивного пласта.

3.1.2. СМЕШИВАНИЕ БУРОВОГО

И ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРОВ В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ

В процессе цементирования скважин происходит смешивание тампонажного раствора с промывочной или буферной жидкостью. Несмешивание этих жидкостей возможно лишь в колонне, но изменение направления потока на 180° при выходе из башмака колонны в заколонное пространство неизбежно вызывает их перемешивание.

47

Смеси движущихся жидкостей образуются, в основном, двумя путями:

внедрение одной жидкости в другую без перемешивания, вызываемое неодинаковыми скоростями движения слоев жидкости через поперечное сечение потока;

перемешивание жидкостей в результате возникновения вихрей при течении и естественной диффузии.

В разных условиях течения жидкостей возможно преобладание первого или второго процесса образования их смеси.

При смешивании в заколонном пространстве тампонажно-го раствора с промывочной или буферной жидкостью между ними образуется переходная зона (смешивания) различной протяженности — от максимального содержания цемента до его отсутствия. Анализ результатов исследований состояния скважин после цементирования при различных режимах движения в них жидкостей показал, что размеры зон смешивания бурового и тампонажного растворов за колонной достигают 150 м при глубине скважины 1300 м и, как правило, увеличиваются с глубиной скважин до нескольких сотен метров.

Зона смешивания в заколонном пространстве скважин начинается сверху загустевшим буровым раствором с практически неизменившейся плотностью; с глубиной плотность смеси его с тампонажным раствором начинает снижаться, а затем повышается, и смешанный раствор сильно загустевает.

Образование в заколонном пространстве при закачке тампонажного раствора значительной по протяженности зоны смешивания его с буровым раствором приводит к повышению в 1,4—1,8 раза по сравнению с расчетным давления на устье скважины и может служить одной из причин недоподъема тампонажного раствора до проектной высоты (см. 3.1.1).

На рис. 15 представлена классификация основных факторов, определяющих образование зоны смешивания бурового и цементных растворов.

Значительное количество и взаимовлияние этих факторов затрудняют определение реологии и размеров зон смешивания растворов. Однако разработаны способы приближенной, пригодной для практического применения оценки интервала зоны смешивания бурового и цементного растворов. В том числе для этой цели применим анализ диаграмм таких геофизических методов контроля за цементированием скважин как термометрия, рассеянного гамма-излучения и акустического (см. 3.2). В зависимости от геолого-технических условий строительства скважин, времени замера и чувствительности

48

Рис. 15. Основные Факторы, обусловливающие обоазование зоны смешивания бурового и тампонажного растворов при цементировании скважин

аппаратуры, реализующей эти методы, переходная зона смешивания бурового и цементного растворов более или менее четко отмечается на диаграммах таких методов плавным изменением регистрируемого параметра от минимальных до максимальных значений или наоборот.

49

В определенных условиях смешивания бурового и тампо-нажного растворов объем несхватившегося цементного раствора может достигать 20 % объема зацементированного интервала заколонного пространства. При содержании в буровом растворе от 0,1 до 0,6 % тампонажного раствора объем несхватившегося цемента Уц можно оценить из соотношения

Уц/У3.с = 2,47/ л/Ре, (14)

где У3с — объем заколонного пространства; Ре — безразмерный коэффициент Пекле.

Поэтому для компенсации потерь тампонажного раствора в зоне смешивания его с глинистым раствором в заколонном пространстве при цементировании скважин дополнительно закачивается до 20 % расчетного объема тампонажного раствора.

С целью уменьшения смешивания с буровым раствором при закачке тампонажного раствора применяют разделительные пробки. Цементирование без нижней разделительной пробки повышает вероятность сильного загрязнения определяющей качество цементирования последней порции тампонажного раствора невытесненными остатками промывочной жидкости на стенках скважины и обсадной колонны.

Значительно уменьшает смешивание бурового и тампонажного растворов применение буферных жидкостей, а также различных разделителей (например, вязкоупругого разделителя — ВУР).

3.1.3. НЕПОЛНОЕ ВЫТЕСНЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА ЦЕМЕНТНЫМ

Одним из важнейших путей обеспечения герметичности заколонного пространства скважин является повышение степени вытеснения в нем бурового раствора тампонажным, зависящей от ряда геологических и технико-технологических факторов, основные из которых представлены на рис. 16.

Так как на степень вытеснения бурового раствора тампонажным влияют многочисленные факторы, она является статистической величиной. Многие факторы, определяющие степень вытеснения, не поддаются раздельному учету (так как взаимно влияют друг на друга), что затрудняет их изучение и приводит к необходимости осуществления исследовательских работ как непосредственно в скважинах, так и в лабораторных условиях.

50

Риг 16 Огновныр гролого-трхничргкир Лаптопы оттпрлрляюшир гтрп вытеснения в заколонном пространстве букового раствора тампонажным

В случае оптимального соотношения этих факторов может быть достигнуто практически полное (хотя бы на отдельных участках заколонного пространства скважины) вытеснение бурового раствора тампонажным, что обеспечит высокое ка-

51

чество цементирования скважины; однако в большинстве случаев применяемая технология цементирования и свойства буровых и тампонажных растворов не могут обеспечить достаточно полное вытеснение бурового раствора в заколон-ном пространстве. При определенных физико-механических свойствах бурового раствора он вообще не может быть вытеснен из заколонного пространства.

Особую роль в процессе вытеснения играют режимы движения вытесняемой и вытесняющей жидкостей, определяемые их реологическими свойствами, геолого-техническими условиями и скоростью течения растворов, а также свойствами переходной зоны между ними.

В случае больших эксцентриситетов обсадных колонн в скважинах и малых значениях вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, жидкость с меньшей вязкостью заполняет наиболее узкую часть зазора в заколонном пространстве, а более высоковязкая распространяется по широкой части зазора.

При малой разности значений вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей и больших эксцентриситетах колонн в скважинах образуются устойчивые протяженные зоны из вытесняемой жидкости.

С увеличением вязкости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, а также их расхода условия для вытеснения ухудшаются.

Чем меньше зазор между колонной и стенками скважины, тем хуже условия для вытеснения в нем бурового раствора тампонажным. При этом с увеличением эксцентриситета колонны в малых зазорах вытеснение значительно хуже, чем в увеличенных.

Характером вытеснения бурового раствора тампонажным в заколонном пространстве обусловлена установленная для скважин Ямбургского газоконденсатного месторождения (ГКМ) достаточно тесная обратная зависимость качества цементирования (по данным АКЦ) от эксцентриситета обсадных колонн в скважинах (см. 3.2).

При прочих равных условиях в скважинах большого диаметра вытеснение бурового раствора в заколонном пространстве происходит лучше, чем в скважинах малого диаметра.

При наличии в заколонном пространстве до цементирования тяжелой высоковязкой жидкости всегда создаются условия для неполного ее вытеснения из наиболее узкой части зазора; при определенных условиях вытеснение может не

52

только прекратиться, но произойдет опускание более тяжелой вытесняемой жидкости.

На степень вытеснения бурового раствора тампонажным большое влияние оказывают геологические факторы. Среди них очень важно учитывать литологию разреза скважины и особенно кавернозность пород. Очевидно, что чем больше кавернозность разреза скважин, тем меньше степень вытеснения бурового раствора цементным. Но главным фактором следует считать не столько объем каверн, сколько их конфигурацию: глубину и степень изрезанности их поверхности.

В разрезах скважин часто встречаются водоносные и нефтегазоносные коллекторы, разделенные глинисто-аргилли-товыми пластами, которые разрушаются промывочной жидкостью по всей их толщине. На кавернограммах против них обычно фиксируется значительное увеличение диаметра скважины. Вытеснение или замещение бурового раствора цементным в таких кавернах крайне затруднено, поэтому разобщение пластов коллекторов между собой очень ненадежно. Например, из 30 рассмотренных скважин на площадях Татнефти в 17 (56,6 %) между водоносными и нефтеносными коллекторами имелись кавернозные породы. Эти скважины обводнились пластовыми водами в первый год эксплуатации. Качественное цементирование таких кавернозных участков скважин очень затруднено, так как в них коэффициент вытеснения глинистого раствора цементным очень низок.

При проводке скважин через соленосные отложения в них происходит интенсивное кавернообразование. Например, встречаемые в разрезах скважин калийно-магниевые соли обладают повышенной растворимостью, очень малым сопротивлением сдвигу и низкой температурой плавления. Вследствие этого в интервалах их залегания образуются большие асимметричные каверны, которые не заполняются цементным раствором.

При промывке скважины технической водой каверны также образуются в интервалах, представленных пластичными глинами с преобладанием монтмориллонитовых образований, гидрослюды и хлорида.

В северных нефтегазодобывающих районах, например на месторождении Медвежье, во всех скважинах при бурении под кондуктор наблюдалось интенсивное кавернообразование в рыхлых песчаных пластах, которое не позволяло обеспечить полноту вытеснения бурового раствора цементным.

На практике коэффициент вытеснения в заколонном про-

53

странстве глинистого раствора тампонажным определяется по соотношению объема вытесненного бурового раствора к объему всего заколонного пространства скважины в интервале цементирования. Такое определение весьма неточно из-за неучета влияния многих факторов.

Ниже рассмотрены возможности оценки по данным временной термометрии характера замещения бурового раствора цементным в кавернах заколонного пространства, а по данным АКЦ - коэффициента его вытеснения.

Повышение степени вытеснения бурового раствора тампонажным в заколонном пространстве и, соответственно, качества цементирования скважины достигается путем оптимизации для конкретных геолого-технических условий технологии цементирования с использованием центраторов, скребков, турбулизаторов, буферных жидкостей и разделителей при достаточно высоких скоростях прокачки (см. 3.2).

3.1.4. КАНАЛЫ, ТРЕЩИНЫ И ДРУГИЕ ДЕФЕКТЫ В ЦЕМЕНТНОМ КАМНЕ

Одним из признаков некачественного цементирования скважин является проницаемость цементного кольца в заколонном пространстве. В ряде работ указывается, что причиной газопроявлений в скважинах могут быть "водяные пояса", образование которых в тампонажной смеси, заполняющей заколонное пространство, является следствием седиментации. Седиментация частиц твердой фазы тампонажного раствора на различных участках высоты его столба может иметь неодинаковую скорость. Это происходит вследствие неравномерности сопротивления движению частиц на таких участках и может вызвать локальные скопления воды, оттесняемой твердой фазой нижней части тампонажной смеси с образованием “водяного пояса".

При седиментации твердой фазы тампонажной смеси свободная вода затворения оттесняется вверх. Когда проницаемость смеси неодинакова по площади поперечного сечения заколонного пространства скважины, вода, распределяющаяся неравномерно, устремляется по наиболее проницаемым участкам. Такие восходящие потоки воды могут вызвать образование каналов, по которым возможны газонефтеводо-проявления.

Наличие каналов в цементном кольце как внутренних, так и наружных, а также разрывов его сплошности, отмечалось

54

при осмотре разрезов скважин и их моделей многими иссле-дователями.

Наиболее общим случаем каналообразований вследствие неравномерной седиментации является каналообразование в наклонном цилиндре, заполненном тампонажным раствором (в модели наклонной скважины). Однако повышенное содер-жание воды затворения может привести к образованию каналов внутри столба цементного раствора и в случае его вертикального положения.

Проявление агрегативной неустойчивости в тампонажных растворах (роль которой в образовании структуры тампо-нажного камня может быть чрезвычайно велика) и вызываемая ею неоднородность свойств тампонажной смеси также могут стать причиной образования флюидопроводящих каналов в цементном кольце в условиях дальнейшего водоотделе-ния и проникновения пластовых флюидов.

Длительные наблюдения за изменениями температуры в зацементированном участке ствола скважины показывают, что формирование контактов металл – цемент – порода сопровождается, как правило, определенными изменениями температуры во времени. При достижении значений перепа-дов температуры на границах цементного кольца больше критических, целостность цементного кольца нарушается, и в нем возникают трещины по направлению его образующих. У соединительных муфт обсадной колонны в результате изменения температуры появляются трещины в цементном кольце в форме клина из-за осевых деформаций колонны.

При проведении цементирования в условиях пониженных температур может произойти замораживание части воды, входящей в состав цементного раствора, вследствие чего в нем образуются ледяные линзы. Образование льда сопровож-дается скачкообразным выделением тепла, а выделившаяся энергия идет на расплавление образовавшегося льда, включе-ния которого все время уменьшаются. Постепенно кристаллы льда исчезают (вода расходуется на гидратацию цемента) и на их месте образуются пустоты, из-за чего образовавшийся цементный камень становится менее прочным и впоследст-вии быстрее разрушается.

При воздействии на твердеющий тампонажный раствор температуры в пределах 20–90 °С при относительно высоких давлениях проницаемость –орми–ующегося цементного камня изменяется в пределах 13-103 мкм2. Образующийся при высоких температурах 130–200 °С камень из портланд-цемента имеет проницаемость 3–7-0-3 мкм2, которая в оп-

55

ределенных условиях (высокие перепады давления, небольшая толщина цементной перемычки) может служить каналом, особенно для перетока газа.

Для предотвращения или уменьшения возможности образования каналов в цементном кольце необходимо для каждых конкретных геолого-технических условий применять технологию цементирования, учитывающую и нейтрализующую влияние основных факторов, обусловливающих процесс каналообразования.

3.1.5. ЗАЗОРЫ МЕЖДУ ЦЕМЕНТНЫМ КАМНЕМ, КОЛОННОЙ И ПОРОДОЙ

При цементировании пространство между колонной и стенками скважины в заданном интервале глубин заполняется тампонажным раствором, из которого после твердения образуется прочный монолит. Однако в результате анализа лабораторного и промыслового материала установлено, что механическая прочность цементного камня не является определяющим фактором, из обеспечивающих герметичность зако-лонного пространства. Качество разобщения пластов в зако-лонном пространстве определяется в основном состоянием контакта цементного камня с обсадной колонной и горной породой, которое является доминирующим фактором (при этом подразумевается полное замещение за колонной глинистого раствора тампонажным).

Напряженность контактов цементного камня со стенками скважины и обсадной колонной зависит от прижимающих усилий, возникающих во время его твердения, и снижается при усадке тампонажного камня, а также при деформациях породы, глинистой корки, обсадных труб, если этим процессам не препятствуют силы связи между сопредельными средами. Прочность непосредственных связей цементного камня с породой и обсадными трубами определяется физико-химическим взаимодействием ионов и молекул их поверхностных слоев. Однако без соответствующей напряженности таких контактов в их зоне не могут протекать физико-химические реакции, обусловливающие прочность связи цементного камня с колонной и породой.

Исследования показали, что напряженность контакта цементного камня с поверхностью обсадных труб в 4 — 8 раз меньше его прочности. Прочность связи цементного камня из различных тампонажных материалов с обсадными трубами оценивается по значению сопротивления контакта це-

56

мент —труба разрыву, сдвигу, гидроразрыву. При температурах 20-30 °С прочность связи с обсадной колонной камня из различных тампонажных материалов возрастает с течением времени, причем наиболее интенсивно — в течение первых 7 сут. Прочность связи камня из портландцемента с обсадными трубами в 4 — 5 раз выше, чем прочность связи с колонной камня из гельцемента. Прочность связи камня из облегченных цементов с обсадными трубами характеризуется значениями, близкими к значениям прочности такой связи для гельцемента. Давление гидропрорыва на контакте обсадная труба —портландцементный камень через 2 и 6 сут составляет 3,5 и 16 МПа, для гельцементного камня — 2,0 и 5,6 МПа. Однако такие цифры характеризуют лишь непосредственный контакт обсадной трубы с цементным камнем.

Анализ результатов исследований влияния активных добавок к тампонажному раствору на прочность непосредственной связи цементного камня с обсадной трубой позволил выявить следующие тенденции ее изменения. Введение в там-понажный раствор 0,5 % гипана, КМЦ, гексаметофосфата натрия (ГМФ Na) приводит к увеличению прочности связи цемента с металлом. Добавки сульфанола и ОП-10, наоборот, уменьшают прочность такой связи. Наибольшая прочность связи металл-цементный камень достигается при обработке тампонажного раствора хлористым натрием.

Однако рассмотренные случаи непосредственного контакта цементного камня с обсадными трубами и стенками скважин весьма редки в промысловых условиях. Даже высокая скорость восходящего потока не обеспечивает удаления всей глинистой корки со стенок скважины и пленки с обсадных труб. Глинистые корки налипания и фильтрации, а также глинистый раствор остаются: на стенках скважины (особенно в их кавернозной части), на стенках колонны, в застойных зонах, под замками и муфтами колонны, в виде языков и включений - в самом тампонажном растворе. Твердеющая цементная масса засасывает воду из контактирующих с ней глинистых включений и корок, в которых образуется сеть трещин — потенциальных каналов для перетоков пластовых флюидов. Обезвоживание корок и включений глинистого раствора происходит во всех случаях их контакта с тампо-нажным раствором, так как контрактационный эффект -непременное свойство вяжущих. Причем трещины (каналы) в глинистой коре образуются значительно раньше полного ее обезвоживания. Поэтому обезвоженная глинистая корка мо-

57

жет являться основной причиной образования в заколонном пространстве каналов для нефтеводогазопроявлений.

Скорость каналообразования увеличивается в случаях контакта глинистого раствора с чистым портландцементом. Введение в цемент наполнителей (глины, песка) снижает скорость образования каналов, отодвигая момент их появления и уменьшая размеры. Одним из мероприятий по предупреждению каналообразования может быть отверждение глинистых корок.

Ряд исследователей, изучая прочность связи цементного камня с породой при наличии фильтрационной глинистой корки, пришли к выводу, что обработка тампонажного раствора УЩР и КМЦ при цементировании интервала залегания песчаных пород приводит к снижению прочности такой связи, а добавление в тампонажный раствор извести и хлористого кальция увеличивают ее.

Одним из факторов, влияющих на прочность связи (состояние контакта) цементного камня с обсадной трубой, является изменение внутреннего давления в колоннах. В процессе цементирования скважины колонну иногда оставляют под внутренним давлением на время ОЗЦ. После снятия давления между набравшим прочность цементным кольцом и колонной может образоваться зазор размером до 1 мм, который может служить потенциальным каналом движения жидкостей и газа. Поэтому оставление обсадных колонн под давлением в период ОЗЦ не рекомендуется, так как повышает вероятность образования заколонных перетоков и газопроявлений.

По аналогии, опрессовка колонны после ОЗЦ также не может являться надежным методом контроля ее герметичности, так как при повышении давления в колонне происходит уменьшение раскрытости зазоров между нею и цементным камнем. Поэтому проницаемость их на контактных поверхностях цементного камня и колонны резко уменьшается по сравнению с проницаемостью таких зазоров при отсутствии избыточного давления в колонне.

3.2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА СОСТОЯНИЕМ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Надежный контроль за состоянием цементирования скважин позволяет достоверно оценивать, а следовательно, и целенаправленно повышать его качество, что является необходимым условием эффективности строительства скважин.

58

Однако определение прямых показателей качества цемен-тирования скважины или оценка степени герметичности за-колонного пространства по данным применяемых сразу лее по истечении времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) методов (в основном, геофизических), как правило, невозможны. Поэтому в промысловой практике судят о качестве цементирования скважин по его косвенным показателям, определяемым в результате измерений в обсадной колонне различных физических параметров перед оборудова-нием устья скважин для перфорации или в период ОЗЦ:

интервал распространения цементного раствора за обсад-ной колонной;

характер вытеснения бурового раствора цементным в за-колонном пространстве, в том числе и в кавернах;

состояние контактов цемент —колонна и цемент —порода;

наличие каналов в цементной оболочке;

эксцентриситет обсадной колонны в скважине;

интервал распространения зоны смешивания цементного и бурового растворов;

наличие зон скопления цементных масс в некавернозных участках ствола скважины;

соответствие прогнозных и фактических сроков схватывания цементного раствора и др.

Эти косвенные показатели определяются по данным термометрического, радиоактивных и акустического методов контроля за цементированием, физические основы, возмож-ности и ограничения, а также пути дальнейшего развития и усовершенствования которых изложены ниже [27, 28, 29, 77, 95].

3.2.1. iOeaeaOieau

Термометрия является одним из первых геофизических методов, использованных для определения интервала распространения цементного раствора за обсадной колонной [29, 77].

3.2.1.1. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДА И РЕАЛИЗУЮЩАЯ ЕГО АППАРАТУРА

Определение местонахождения тампонажного раствора за обсадной колонной с помощью термометрии основано на измерении аномального, на фоне естественного, изменения температуры в стволе скважины против участков заколонно-

59

го пространства, в которых экзотермически гидратирует цемент, в результате чего дополнительно прогревается буровой раствор внутри обсадной колонны. Следовательно, применение термометрии &ая этой цели наиболее эффективно в период максимального тепловыделения гидратирующим цементом и нецелесообразно после прекращения процесса гидратации.

Скважина представляет собой сложную теплообменную систему, находящуюся в неограниченном массиве горных пород с естественной температурой t°0 (Н), где Н - глубина скважины (рис. 17). В процессе цементирования температура в скважине перераспределяется таким образом, что в нижней части ствола она оказывается ниже, а в верхней — выше естественной температуры окружающего массива. Температуру во внутриколонном и кольцевом (между колонной и породой) пространствах к моменту окончания процесса цементирования можно качественно представить кривыми t° (H) и t°2 (H).

В период ОЗЦ в скважине происходят одновременно два тепловых процесса: восстановление естественной температуры в стволе и изменение температуры в результате экзотермического эффекта, сопровождающего процесс гидратации цемента. Результирующая кривая, характеризующая динамику

Рис. 17. Схема распределения температуры в скважине к моменту окончания цементирования:

t°(H)— геотермограмма; tl(H), t°2{H) — температура во внутриколонном и кольцевом пространстве соответственно 60

изменения температуры в обсадной колонне во времени, имеет сложный характер, который зависит в первую очередь от физико-химических процессов в цементном растворе.

Реальные условия в скважине в период ОЗЦ характеризуются следующими особенностями:

дифференцированностью температуры и давления по глубине и во времени;

разновременностью затворения и закачки порций цементного раствора;

наличием поглощений и фильтраций цементного раствора в проницаемые пласты, обусловливающие переменное значение водоцементного отношения;

неравномерностью заполнения заколонного пространства цементным раствором вследствие наличия каверн и желобов, эксцентричного расположения колонны относительно ствола скважины и т.д.;

наличием зон смешивания глинистого и цементного растворов;

различием в теплофизических свойствах окружающих цементный раствор пород;

разнотипностью используемых для цементирования там-понажных материалов.

Эти особенности не изменяют качественную характеристику изменений температуры в скважине в результате происходящих в тампонажном растворе экзотермических химических реакций, лишь заметно влияя на количественную сторону процесса — на значение таких изменений.

Следовательно, существует возможность по данным термометрии обсаженной скважины в период ОЗЦ судить как о физико-химических превращениях в цементном растворе, так и о целом ряде косвенных показателей качества цементирования скважин.

В качестве аппаратуры для измерения температуры в скважинах в основном используются электрические термометры. Их принцип действия основан на измерении изменений электрического сопротивления металлического проводника или выходного напряжения транзистора с изменением температуры. Имеется несколько типов скважинных электротермометров, применяемых в зависимости от максимальной измеряемой температуры (от 120 до 250 °С), числа жил каротажного кабеля (одна или три) и допускаемых габаритов. Относительная погрешность измерений температуры электротермометрами не превышает обычно 1 %.

Одними из наиболее широко используемых скважинных

61

электротермометров являются электротермометры типов ЭТМИ, ТЭГ-36, ТЭГ-60, СТЛ-28, ТР-7 и др.

С помощью электротермометров, измеряющих только абсолютные значения температуры (ТЭГ, СТЛ, ЭТМИ и др.), затруднительно определять в скважине места небольших утечек жидкости из-за нарушения герметичности обсадных труб, интервалы межпластовых перетоков за колонной (вследствие незначительных изменений температуры при этом), а также высоту подъема облегченных цементов из-за слабого тепловыделения при их схватывании. Эти параметры технического состояния скважин более эффективно определяются с помощью электротермометров, измеряющих одновременно с абсолютными значениями температуры ее аномальные значения Д?° и термоградиент At°/H, где Н — глубина или интервал ствола скважины. Однако одновременно с абсолютными значениями температуры аномалии температуры и ее термоградиент измеряются только термометром типа ТР-7.

Поэтому была разработана приставка к наземной панели каротажного электротермометра типа ТЭГ, позволяющая вместе и раздельно регистрировать абсолютные значения температуры и ее аномалии и состоящая из блока питания - элементы V1-V8, R1-R2, О; устройства для выделения сигнала аномалий температуры - ОУ (операционный усилитель) - R4-R10, С1-СЗ и устройства для установки "нуля” каротажного регистратора - R3, R11 (рис. 18) [25].

Переменное напряжение 12,8 В подается от блока питания каротажной станции. После выпрямления и стабилизации постоянное напряжение подается на ОУ.

Работа устройства для выделения сигнала аномалий температуры основана на принципе компенсации сравнительно медленно изменяющейся температуры по стволу скважины. Для этой цели используется интегрирующая цепочка R6, С1.

С выхода наземной панели электротермометра ТЭГ электрический сигнал, отражающий температуру в скважине, подается на вход аномалии-приставки.

Через резисторы R5 и R6 этот сигнал подается на инвертирующий и неинвертирующий входы операционного усилителя. При медленном изменении сигнала, что соответствует приросту температуры с глубиной, на выходе операционного усилителя сигнал будет отсутствовать. В случае же отклонения температуры от некоторого среднего значения на данной глубине (аномальное изменение температуры) на выходе ОУ появится сигнал, пропорциональный этому изменению, так

62

Рис. 18. Схема электрическая принципиальная аномалии-приставки к наземной панели электротермометра

как на неинвертирующем входе сигнал ослабится цепью Д6, С2.

Для компенсации постоянной составляющей в ОУ используются резисторы R3 и R11, с помощью которых устанавливается "нуль" каротажного регистратора.

С помощью переменного резистора R10 устанавливается необходимый масштаб регистрации температурной кривой.

При регистрации аномалий температуры скорость спуска скважинного термометра поддерживается постоянной, не превышающей 1500 м/ч.

Проведенные в лабораторных и промысловых условиях испытания электротермометра ТЭГ-Зб с вышеописанной приставкой показали, что информативность зарегистрированных с ее помощью термограмм значительно возрастает.

На рис. 19 показаны одновременно зарегистрированные изменения абсолютных значений температуры 1 и аномалий

63

Рис. 19. Термограммы, зарегистрированные элект-ротермометром ТЭГ-36 с аномалией-приставкой:

1 - абсолютной температуры в масштабе 0,5 "С/ еж, 2, 3 - аномалий температуры в масштабах 0,05 и 0,01 "С/см соответственно

температуры 2, 3 в интервале ствола стендовой скв. 3 Суздальской площади. Кривая 2 аномалий температуры зарегистрирована каналом регистратора, чувствительность которого в 5 раз меньше, чем у зарегистрировавшего кривую 3. Далее незначительным изменениям абсолютных значений температуры 1 (см. масштаб регистрации абсолютных значений температуры) соответствуют достаточно четко отмечаемые на уровне фона аномалии на кривой 3.

Регистрация абсолютных значений температуры обусловливает очень частые сносы температурной кривой на каротажной бумаге с помощью компенсатора напряжения. А это приводит к погрешности в измерении температуры и искажению температурной кривой даже при низкой скорости перемещения электротермометра по стволу скважины, что в свою очередь уменьшает вероятность обнаружения дефектов крепи и увеличивает непроизводительные простои скважины.

Отсюда следует, что применение данной приставки к наземной панели электротермометра позволяет более эффективно контролировать с его помощью качество крепления скважин.

Кроме замеров температуры электротермометрами, в скважинах определяются более точные ее значения на раз-личных глубинах с помощью максимальных термометров [521.

64

На Украине и в Краснодарском крае были проведены опыты для сравнения точности измерения температур в скважинах электрическим и максимальным термометрами. Измерения проводились электротермометрами типа ЭС-СБ и максимальными термометрами, гильзы которых крепились к каротажному кабелю над электротермометрами. Скорость движения приборов в скважине не превышала 110—150 м/ч.

Было установлено, что разница между показаниями электротермометра и максимального термометра составляет не более 0,7 °С при температурах, меньших или равных 47 °С.

В то же время результаты многолетних геотермических исследований, проведенных лабораторией гидрогеологии и геохимии КФ ВНИИнефть, показывают, что при температурах больше 40 — 50 °С результаты замеров максимальным и электрическим термометрами различаются на большие значения.

В четырех гидрогеологических скважинах Краснодарского края, в которых ранее проводились измерения геотермического градиента электротермометром, были произведены повторные замеры максимальным термометром. Для контроля за точностью измерений в скважину в специальном кожухе опускали два максимальных термометра (рис. 20 и табл. 4).

Время экспозиции в каждой точке составляло 30 — 40 мин.

Результаты замеров двумя максимальными термометрами, помещенными в одну гильзу, всегда отличались лишь на 0,2 — 0,5 °С, поэтому можно считать, что показания максимальных термометров близки к истинным температурам.

В процессе измерения электротермометрами в скважинах с температурой выше 40-50 °С возможно получение заниженных значений температуры, причем погрешность возрастает с ее увеличением (см. рис. 20 и табл. 4).

Это происходит, вероятно, потому, что электротермометры градуируются при сравнительно низких температурах. Из-за нелинейного изменения сопротивления активного плеча электротермометра при нагреве до температур, значительно превышающих температуру равновесия, он дает погрешность, возрастающую с повышением температуры. Возможно также, что тепловая инерция электротермометров превышает паспортные данные и наблюдается “запаздывание" показаний.

Чтобы уменьшить погрешности измерения высоких температур, целесообразно использовать электротермометры с большими значениями температур равновесия и градуировать их в интервале высоких температур (до 100 °С и выше). При

65

Рис. 20. Термограммы скважин Краснодарского края:

а - скв. 1 Краснооктябрьская; б - скв. 946 Троицкая; в - скв. 31 Фрунзенская; г — скв. 22 Березанская; 1 — замеры максимальным термометром; 2 — замеры электротермометром

этом необходимо при пробных замерах проверять допустимую скорость движения в скважине &ая каждого типа электротермометра и, при возможности, учитывать рекомендацию М.Ф. Белякова о спаривании электротермометра с максимальным термометром.

Кроме максимальных и электротермометров, ^,ая одновременного измерения температуры и давления в скважинах применяются автономные комплексные глубинные приборы:

66

it -IE~t 4

Показатель
Скважина

1 +9
946
31
22

Время между замерами максимальным и
+6
-1
+

электротермометрами, мес*

Время покоя скважины перед первым
2 2 11
8

замером, мес

Скорость движения электротермометра
1500
1300
800
—

в скважине, м/ч

Тип электротермометра
ЭТ-2
ЭТМИ
ОЭТ-2
Грозненский

Начало расхождения результатов заме-

ров:

глубина, м
1500
-1200
<500
1200

температура, °С
50
45
<30
65

Разница в замерах максимальным и элек-
+2
>+3
>+6
+5

тротермометрами на глубине 2000 м, °С*

Температура на глубине 2000 м, °С*
+75
>+70
>+80
+95

* Знак “+” показывает, что замеры ма
ксимал
ьным термометром про-

водили позднее.

термометры и манометры (термоманометры). Однако наличие в глубинных приборах полостей, давления в которых различны, обусловливает усложнение конструкции и утолщение стенок приборов. Кроме того, большие перепады давлений на сальниковых узлах приводят к значительным погрешностям измерений температуры и давления в скважинах и искажают показания прибора. С целью устранения этих недостатков разработан глубинный автономный прибор (термоманометр), позволяющий более точно измерять одновременно температуру и давление [1, 5].

Измерительное устройство прибора состоит из двух смежных герметичных камер, имеющих по одному подвижному штоку. Камеры заполнены различными жидкостями, имеющими точки кипения 200 — 250 °С. Объемы камер V1 и V2 подобраны в соответствии с соотношением V2/V1 = а1/а2, где а1 и а2 — коэффициенты температурного расширения заполняющих камеры жидкостей. Поэтому при смещении штоков в результате изменения температуры, их взаимное расположение остается неизменным, а при изменении давления они расходятся. Записывающее устройство регистрирует смещение штоков, вызванное изменением температуры и давления.

Схема глубинного скважинного прибора для одновременного измерения давления и температуры представлена на рис. 21,

67

Рис. 21. Автономный глубинный скважин-ный термометр-манометр

где показаны две камеры 1, Г, в верхние части которых входят штоки 2, 2', имеющие одинаковое сечение и уплотненные сальниками 3, 3'. На штоках закреплены перья 4, 4', которые отмечают вертикальное перемещение штоков на бланке каретки 5, вращающейся от часового механизма 8.

Часовой механизм предохранен от внешнего давления подшипником 9 через валик 6, герметизированный сальником 7. Давление в прибор передается через отверстие 10.

При изменении температуры на t° штоки 2, 2' за счет из-

68

менения объемов жидкостей смещаются на одинаковую величину

Alt = Viai/At°/F = V2a2 /At°/F, (15)

где Vx, V2 — объемы камер соответственно Г, 1; ах, а2 — коэффициенты объемного расширения жидкости в их полостях; F — площадь поперечного сечения штоков. Из (15) объем камеры 1

V2 = Vxax/a2. 16)

При увеличении давления до р (в МПа) шток 2, сжав жидкость, войдет в камеру 1 на длину

F

4L=^, 17)

а шток 2' — в камеру Г на длину

Д7р2, = V^p/F = Vxax$2p/a2F, (18)

где р1г р2 - коэффициенты сжимаемости жидкостей в полостях камер.

Из (17) и (18) перемещение штоков относительно друг друга

А4.Д/„-Д/,1.^(ц1-^).Р»1, ПЧ

где *! = (У1/Р)[Р1-(а1/а2)Р2] - постоянная прибора, используемая для определения давления р = А\р/кх.

Полное перемещение штока 2' за счет изменения температуры и давления

Alpf2, = Vxaxt°/F = Vxfixp/F. (20)

Аналогичен расчет и для штока 2. Из выражения (20) можно найти изменение температуры среды

At=^E?lL + hPi 1)

Vxax щ

Af = Al ,„,?, + ?,—^ = Al ,„,?, + AL-, (22)

pt 7 i i ^ pt 7 i P ^

где k2 = F/Vxax; k3 = fix/ax - постоянные прибора, используемые для определения температуры.

69

или

Из зарегистрированной прибором на различных глубинах скважины диаграммы (рис. 22) видно, что на любой глубине скважины c одновременно регистрируются как Аl — расстояние между кривыми, так и Аlp 0, отсчитываемое от нулевой линии, нанесенной перед спуском прибора.

Для расшифровки записи строится график Аlр = f(p), по которому находят давление, соответствующее зарегистрированному на выбранной глубине скважины Аlр. Затем, пользуясь зависимостью (22), зная давление и Аlp 0, находят значение температуры на данной глубине. Масштаб регистрации Аlр и Аlp f определяется объемом жидкостей в камерах.

При испытании опытного образца прибора были использованы глицерин и оливковое масло, имеющие температуру кипения выше 200 °С. В процессе испытаний прибора было установлено, что точность измерения температуры на порядок выше, чем измерения давления. Подбором жидкостей можно добиться одинаковой точности измерений этих параметров.

Рис 22 Аиагоамма для определения температуры и давления зарегистрированная автономным прибором

70

Однако при данной конструкции прибора часть бланка используется для регистрации изменения давления, а остальная часть — для записи изменения как давления, так и температуры, т.е. только определенная его часть используется для регистрации температуры. Это приводит к неполному использованию диаграммного бланка, а значит, к уменьшению диапазона регистрации измеряемых параметров и, следовательно, к недостаточному использованию возможностей прибора.

С целью увеличения диапазона измерения в измерительный узел автономного прибора введена дополнительная камера со штоком переменного диаметра, причем полость под штоком большого диаметра сообщается со скважинным пространством, а верхняя часть штока меньшего диаметра размещается в одной из смежных камер [2, 9].

Усовершенствованный прибор (рис. 23) состоит из корпуса 14 с измерительным узлом в виде двух смежных измерительных камер 4 и 15, в верхние части которых входят штоки 5 и 13, уплотненные сальниками 6 и 12. На штоках закреплены перья 7 и 11 регистратора, которые отмечают вертикальные перемещения штоков на бланке каретки 8, вращающейся от часового механизма 9.

В камеру 15 входит шток 3, проходящий через дополнительную камеру 17 и имеющий различные сечения в сальниковых уплотнениях 2 и 16. Давление в прибор подается через отверстия 10 та 1. Камера 15 заполняется жидкостью, отличной от жидкости, заполняющей каверны 4 и 17 по значению коэффициента сжимаемости (3, причем точка кипения их превышает 200 — 250 °С. При площадях сечения штока 3 в сальнике 16, равной F3, а в сальнике 2, равной F4 = 2F3, объем V3 камеры 17 должен соответствовать соотношению

Уз = VjIP/Pj), (23)

где Vv V3 - объемы камер 15 и 17 соответственно; р1г р2 -коэффициенты сжимаемости жидкостей, заполняющих камеры 15 т 17.

Усовершенствованный прибор работает следующим образом. Давление внешней среды передается через отверстие 1 на шток 3, который, перемещаясь, уравнивает давление в камере 17 с наружным. Одновременно он перемещается в камере 15, но выбранное соотношение объемов камер 15 и 17 обеспечивает выравнивание давления и в них. Несмотря на то, что камера 15 гидравлически связана через отверстие 10

71

Рис. 23. Усовершенствованный прибор для одновременной регистрации температуры и давления в скважине

Рис. 24. Диаграмма для определения температуры и давления, зарегистрированная усовершенствованным прибором

с внешней средой посредством подвижного штока 13, последний при изменении наружного давления остается неподвижным, так как только при этом условии вся система будет находиться в равновесном состоянии.

Объем камеры 4 определяется условием, что при изменении температуры штоки 5 и 13, перемещаясь на одинаковое расстояние, остаются неподвижными относительно друг друга. Под воздействием изменяющегося давления шток 5 перемещается относительно штока 13 на значение А7 , при этом диаграмма записи будет иметь вид, показанный на рис. 24. Видно, что зарегистрированное значение Д7,= - функция только температуры вместо ранее регистрируемой функции давления и температуры А7 *°.

Лабораторные и промысловые испытания усовершенствованного прибора показали, что при заполнении рабочих камер глицерином и оливковым маслом диапазон измерения температур увеличился по сравнению с вышеописанным прибором - прототипом, с одновременной регистрацией температуры и давления, в 1,5 раза. Ори использовании жидкостей,

73

заполняющих камеры устройства, с другими физическими параметрами возможно большее увеличение диапазона измерений.

3.2.1.2. ТЕПЛОВЫДЕЛЕНИЕ ПРИ ГИДРАТАЦИИ ЦЕМЕНТОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ТАМПОНАЖА СКВАЖИН

Свойства тампонажного раствора и образующегося из него цементного камня обусловлены главным образом физико-химическими процессами при гидратации цемента, а тепловыделение непосредственно связано с гидратацией, являясь следствием этого процесса. Поэтому динамика физико-механических свойств цементного раствора может объективно характеризоваться изменением его собственной температуры [77].

Процесс гидратации большей части цементов характеризуется несколькими периодами повышения и понижения интенсивности выделения тепла.

Первый период наступает немедленно после затворения цемента и длится всего несколько минут. А так как в промысловых условиях в этот период времени цементный раствор транспортируют насосами в скважину, то для контроля за цементированием скважин первый период интереса не представляет.

Второй период увеличения температуры более длительный (1-2 ч), чем первый. Скорость тепловыделения в этот период сравнительно низкая, в то время как механические свойства цементного раствора существенно изменяются в сторону увеличения сопротивления сдвигу.

Третий период характеризуется повышенной скоростью выделения тепла гидратирующим цементом. Максимальная температура при нормальных условиях отмечается не менее чем через 6 —8 ч после затворения, затем наблюдается медленное понижение температуры. В этот период происходит так называемое схватывание цементного раствора, обусловленное главным образом взаимодействием минералов группы С3А и соли CaS04 с образованием гидросульфоалюминатов кальция.

Главной особенностью гидратации цемента и формирования цементного камня в условиях скважины состоит в том, что эти процессы происходят при повышенных температурах и давлениях. С повышением избыточного давления среды увеличиваются удельная поверхность продуктов гидратации и количество связанной воды, а следовательно, интенсифицируется тепловыделение.

74

Исследования влияния температуры и давления на процесс тепловыделения тампонажных цементов (на примере цементов Новороссийского завода “Октябрь") показали следующее.

Повышение температуры приводит к ускорению процесса гидратации тампонажных портландцементов, а собственная температура цементного раствора при этом резко увеличивается, достигая максимального значения в условиях автоклава за сравнительно короткое время. Скорость гидратации минералов (и особенно С3А) заканчивается до начала гидратации минералов группы C3S.

В результате этого на термограмме, характеризующей собственную температуру цементного раствора, можно выделить периоды гидратации отдельных групп минералов.

С повышением давления процессы гидратации тампонажных портландцементов интенсифицируются. Особенно активизируется минерал С3А при значении водотвердого отношения (ВТ), равном 0,6. Однако при этом время достижения максимальной скорости гидратации ^\ая минералов С3А и C3S для данного цемента не зависит от давления.

На рис. 25 приведен график, характеризующий изменение скоростей реакции гидратации при твердении портландцемента. Каждый из участков кривой характеризует изменение скорости реакции гидратации того или иного его компонента. Так, участки кривой, обозначенные буквами ах - а4, соответствуют скоростям гидратации минералов — С3А, C3S, C2S. Во всех случаях имеет место некоторое взаимное перекрытие времени реакций, так как скорости тепловыделения никогда не понижаются до нуля. Несмотря на это, дифференцирован -ность кривых изменения скорости тепловыделения при по-

Рис. 25. Ваштшш скооости изменения температуры портландцемента во времени обусловленные реакциями Гидратации минералов при давлении 30 МПа и температуре 100 °С:

C9S

Со; а2

CS; ая — C4F; а4

75

вышенных температурах и давлениях настолько четкая, что появляется возможность контролировать термографическим методом физико-химические процессы в цементном растворе и далее оценивать минералогический состав используемых портландд ементов.

Эксперименты с использованием замедлителей сроков схватывания показали, что общий характер изменения собственной температуры цементного раствора в условиях теплообмена с окружающей средой не изменяется: после начала схватывания наблюдается рост температуры, а после окончания схватывания — ее понижение. В количественном отношении неоднократно зарегистрированные в период ожидания затвердевания цемента термограммы косвенно характеризуют эффективность различных замедлителей и могут использоваться для оптимизации процесса крепления скважин.

Аналогичные результаты получены при исследовании це-ментно-песчаных и цементно-глинистых смесей.

3.2.1.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАЦЕМЕНТИРОВАННЫХ ИНТЕРВАЛОВ СКВАЖИНЫ И СРОКОВ СХВАТЫВАНИЯ В НИХ ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ

Проведение на основе вытекающих из 3.2.1.2 предпосылок неоднократных последовательных измерений температуры по стволу скважины в период ОЗЦ показало, что такие исследования позволяют с достаточной точностью определять сроки схватывания цементного раствора и интервал его распространения в заколонном пространстве [33, 77].

Для достижения этой цели наиболее целесообразно строить и анализировать кривые вариации зарегистрированных в стволе скважины значений температуры во времени: t° =

= Щ-

В качестве примера на рис. 26 представлены кривые вариации температуры в период ОЗЦ по четырем скважинам Ставропольского и Краснодарского краев, анализ которых позволяет сделать нижеследующие выводы.

В скв. 38 Мирненской площади (см. рис. 26, а) на глубине 900 м температура через 6 ч после цементирования практически оставалась неизменной в течение периода ОЗЦ, что согласно изложенному в 3.2.1.2 с большой вероятностью характеризует отсутствие цемента за обсадной колонной на этой глубине.

Значительное повышение температуры на глубинах 1700-1950 м по сравнению с глубиной 900 м (с градиентом изменения температуры более 4 °С/100 м), а также ее возрастание

76

Рис. 26. Кривые вариации температуры в период ОЗЦ скважин (цифры на кривых - глубина измерения температуры, м)

во времени в течение 14 ч после окончания цементирования с последующими уменьшением и стабилизацией, позволяет считать, что на этих глубинах за колонной находится цементный раствор, схватившийся спустя 14 ч после цементирования.

Медленное повышение температуры во времени до 12 ч после цементирования, а затем сравнительно резкое (за 4 ч)

77

достижение максимальной аномалии свидетельствуют о наличии на глубине 2480 м активно гидратирующегося портланд-цемента, схватывающегося к 16 ч после цементирования.

Более раннее, по сравнению с глубиной 2480 м, схватыва-ние цементного раствора и менее интенсивное выделение тепла при этом на глубине 1700–1950 м связаны, вероятно, с разжиженностью находящегося там цементного раствора или смешиванием его с глинистым раствором (образованием гельцемента).

В скв. 14 Юбилейной площади (см. рис. 26, 6) на кривой вариаций температур в период ОЗЦ наблюдается температур-ная аномалия, связанная с гидратацией цементного раствора в интервале 0–370 м, что свидетельствует о наличии в этом интервале цементного раствора за колонной. В этой скважи-не в отличие от данных, полученных методом акустического контроля за цементированием (см. 3.2.4), анализ временных термограмм позволяет сделать заключение о подъеме тампо-нажного раствора за колонной вплоть до устья.

Сравнение кривых вариаций температур для интервалов 0–370 м и 370–1450 м показывает, что максимум тепла, выделяющегося при гидратации цементного раствора, для ниж-него интервала смещен, по сравнению с максимумом для интервала 0–370 м, на 1,0– 1,5 ч от момента окончания цемен-тирования. Ускорение тепловыделения в верхнем интервале можно объяснить изменением водотвердого отношения. Очевидно, интервал 0–370 м соответствует зоне смешения бурового и тампонажного растворов.

По всему стволу скв. 14 Юбилейной площади, за исключением верхнего интервала (0–370 м), максимум выделения тепла в скважине зафиксирован через 14– 15 ч после закачки цементного раствора, что согласуется с данными, полученными отечественными исследователями. Эти данные свиде-тельствуют о том, что при умеренных температурах макси-мальная температура схватывания цементных растворов и формирования цементного камня с водоцементным отношением (В/ц) 0,4–0,5 создается через 10–15 ч после затворения цементного раствора.

В скв. 182 Мирненской площади (см. рис. 26, в) сравни-тельно высокие значения температуры (до 78–80 °С) на глу-бине 900 м, а также ее колебания во времени с максимумами через 12 и 24 ч после цементирования указывают на наличие на этой глубине цементного раствора, схватившегося к 12 ч после цементирования и продолжающего твердеть с замет-ным тепловыделением. Практически в такие же сроки це-

78

ментный раствор схватывается и твердеет на глубинах 1500 и 2300 м.

Однако на глубине 2600 м, судя по резкому увеличению температуры в первые часы после цементирования и достижению максимума температуры через 9,5 ч, в это время произошло опережающее схватывание цементного раствора.

В скв. 34 площади Русский Хутор (см. рис. 26, в) в интервале глубины 1130 — 3250 м четко отмечается схватывание в заколонном пространстве цементного раствора к 14 ч после цементирования.

Приведенные примеры показывают, что анализ построенных кривых вариаций температуры в период ОЗЦ позволяет определять сроки схватывания цементного раствора и уточнять высоту его подъема. Результаты такого анализа также подтверждают тот факт, что схватывание цементного раствора по глубине скважины зависит от многих факторов и может происходить как одновременно, так и дифференцированно во времени.

Проведенное сопоставление показывает, что определенные в условиях скважин термографическим методом сроки схватывания цементного раствора могут значительно отличаться от определяемых в лабораторных условиях, при которых невозможно учитывать влияние всех скважинных факторов.

3.2.1.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ КОСВЕННЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

В целях изучения возможности повышения информативности данных термометрии в направлении определения дополнительных, кроме высоты подъема тампонажного раствора, косвенных показателей качества цементирования была проведена комплексная (совместно с другими геолого-техническими и промысловыми материалами) интерпретация нескольких термограмм, зарегистрированных последовательно в период ОЗЦ в скважинах Краснодарского и Ставропольского краев и Оренбургской области [33, 59, 74].

В качестве примера приведены результаты комплексной интерпретации последовательно зарегистрированных в процессе ОЗЦ термограмм скв. 14 Юбилейной площади (рис. 27), в которую спущены 377-мм кондуктор до глубины 250 м и 299-мм колонна до глубины 1450 м.

При цементировании колонны в эту скважину было закачано 42 м3 цементно-бентонитовой смеси при соотношении цемент — глина 6:1 и 11 м3 портландцементного раствора с

79

Рис. 27. Результаты исследования скв. 14 Юбилейная:

I - интервал спуска кондуктора; II - ЗОНЫ частичного контакта цементного кольна с колонной* III — зоны наличия контакта цементного кольна с колонной; 1 - кривая КС; 2 - кривая ПС; 3 - линия соответствующая номинальному диаметру скважины 4 - кавернограмма- 5 - профилеграм-ма; 6 7 - соответственно A и i АКЦ; 8-13 - термограммы соответственно через 2- 5 5- 9- 12- 16 и 18 ч после окончания цементирования скважи-

В/Ц = 0,5 и плотностью 1800 кг/м3. В соответствии с проектом колонну цементировали до устья.

С помощью аппаратуры акустического контроля за цементированием скважин (АКТ Т) цементное кольцо обнаружено ниже глубины 370 м.

Первое измерение электротермометром изменения температуры по стволу скважины было проведено через 2 ч после цементирования. Результаты этого измерения отражают характер изменения температуры закачанных в скважину цементного и бурового растворов и лишь в небольшой степени — литологии разреза, поэтому термограмма слабо диф-

80

ны

ференцирована. Кривые последующих двух непрерывных измерений температуры, выполненные через 5,5 и 9 ч, пересекаются с кривой первого измерения в точке А на глубине 560 м. Следовательно, к моменту первого измерения значения температуры растворов в колонне и за колонной на этой глубине выравнялись.

На термограмме, зарегистрированной через 9 ч после цементирования, не отмечается приращения температуры в точке А, что свидетельствует об отсутствии процесса гидратации цемента на глубине 560 м и выше в этот период.

Следующее измерение электротермометром через 12 ч после цементирования показывает положительное приращение температуры (около 2,5 °С) в этой точке, свидетельствующее о том, что на глубине 560 м имеется цементный раствор, схватывание которого началось между 9 и 12 ч после закачки.

Необходимо отметить, что для рассматриваемого диапазона температуры, согласно лабораторным анализам, схватывание цементно-бентонитовой смеси указанного состава должно происходить через 4, а цементного раствора — через 4,5 ч, что противоречит значениям времени схватывания, определенным в результате проведенных температурных измерений в скважине. Следовательно, условия протекания экзотермической рекции при гидратации тампонажного раствора в лабораторных условиях и условиях скважины отличаются весьма существенно.

По данным последующих (после четвертого) измерений электротермометром наблюдается повышение температуры в интервале 0 — 370 м, связанное с гидратацией цемента в этом интервале, что свидетельствует о наличии в нем за колонной цементно-бентонитовой смеси с замедленным схватыванием. Следовательно, по данным временных замеров электротермометром в период ОЗЦ скважины возможно уточнение значения высоты подъема тампонажного раствора за колонной, определенного с помощью акустического метода контроля за цементированием.

С целью изучения возможности оценки по данным временной термометрии в период ОЗЦ степени вытеснения в кавернах и желобах ствола скважины бурового раствора цементным был проведен анализ геолого-технических данных по ряду выборочных интервалов скв. 14, результаты которого приведены в табл. 5.

Интервал 550 — 570 м характеризуется номинальным диаметром ствола, интервал 620-700 м - симметричной каверной,

81

it • IE~t 5

Случай
Индексы интервалов
Интервалы
ствола скважины,
м
Характер
поперечного
сечения ствола
Удельный
объем
заколонного
пространства
на 1 м ствола
скважины AV,
м3
K1 = AVVAV
Среднее приращение температуры между 3 и 4 измерениями (см. рис. 27, кривые 10 и 11) At", "С
К2 = ЛГУЛГ
Состояние
контакта
цементного
камня с колонной по данным АКЦ

1 2 3
4
I
II I
II I
II
I II
550-570
620-700 1120-1150
1160-1180 1080-1110
1120-1150
1310-1330 1350-1370
Номинальный диаметр
Каверна
Номинальный диаметр
Желоб Желоб
Номинальный диаметр
Желоб Желоб
0,031
0,039 0,031
0,032
0,031
0,032 0,032
1,25
1,03 0,97
1
1,3
1,6 3,4
3,7 3,5
3,4
4 6
1,23
1,09 0,97
1,5
Наличие
Частичный Наличие
Наличие Наличие
Наличие
Частичный Наличие

а интервалы 1080-1110 м, 1160-1180 м, 1310-1330 м, 1350-1370 м - желобообразны.

Сравнение отношений удельных объемов соседних интервалов заколонного пространства (на 1 п. м ствола) и отношений приращений их температуры в процессе схватывания цементного раствора (см. рис. 27, кривые 10 и И температурных измерений) показывает, что в случае 1 (см. табл. 5) их значения почти одинаковы. Исходя из положения, что приращение температуры пропорционально количеству цементной массы в заколонном пространстве, можно считать, что в этом случае промывочная жидкость в каверне полностью замещена цементным раствором. В то же время результаты интерпретации акустической цементограммы в этих интервалах подтверждают вывод об ухудшении состояния контакта цементного камня с колонной в размытых глинах (кавернах), несмотря на то что толщина цементного кольца в них больше, чем в интервалах с номинальным диаметром.

Ствол скв. 14 в интервалах 800-950 м, 1000-1110 м и ниже 1150 м желобообразен и вскрывает литологически однородные породы. Термограммы, начиная с третьей, сильно дифференцированы, а контакт цементного камня с колонной по данным АКЦ либо отсутствует, либо частичный, за исключением небольших интервалов.

Сопоставление отношений удельных объемов заколонного пространства и температурных приращений для случаев 2 и 3 (см. табл. 5) показывает практическое совпадение величин К1 и К2- Вытекающий отсюда вывод о полном замещении промывочной жидкости цементным раствором в желобе подтверждается наличием контакта цементного камня с колонной по данным АКЦ. В случае 4 (см. табл. 5) значения коэффициентов К1 и К2 различаются в 1,5 раза, несмотря на равенство удельных объемов затрубного пространства в рассматриваемых интервалах. Следовательно, в интервале 1310 — 1330 м произошло неполное вытеснение бурового раствора цементным, что подтверждается ухудшением состояния контакта (до частичного) цементного камня с колонной по данным АКЦ.

В интервале 1120 — 1150 м по данным электрокаротажа выделяется проницаемый пласт с хорошими коллекторскими свойствами. Нижняя часть пласта имеет небольшую корку. Так как плотность тампонажного раствора выше плотности бурового раствора на 220 кг/м3, то при цементировании на пласт было создано значительное избыточное гидростатическое давление. На кривой, зарегистрированной в процессе

83

второго измерения электротермометром (см. рис. 27, кривая 9), в этом интервале отмечается четко выраженное понижение температуры, обусловленное не только меньшим, чем в кавернозных участках, количеством цементного раствора в заколонном пространстве. На диаграммах последующих измерений в этом интервале наблюдается опережающее нарастание температуры относительно других интервалов, на основании которого можно судить, что схватывание цементной массы произошло между 5,5 и 9 ч. Вероятно, вследствие фильтрации в пласт более холодного тампонажного раствора температура в стволе скважины сначала понизилась, а затем из-за уменьшения значения В/Ц более раннее схватывание раствора обусловило ее аномальное повышение (см. 2.2).

По результатам аналогичных исследований скв. 412 Бобровской площади в Оренбургской области определены более высокий уровень подъема тампонажного раствора, чем по диаграмме АКЦ, изменение сроков его схватывания по глубине скважины и неполное замещение бурового раствора цементным в кавернах [59].

Для более полной реализации возможностей временной термометрии скважин в период ОЗЦ, как эффективного метода определения дополнительных косвенных показателей качества цементирования скважин, необходимо регистрировать не меньше трех термограм: первую — сразу после цементирования колонны (практически через 1—2 ч), вторую — в момент времени, когда по данным лабораторного анализа ожидается схватывание цементного раствора, третью — через 10—15 ч после цементирования скважины.

3.2.2. ВЛИЯНИЕ ИЗМЕНЕНИЙ ТЕМПЕРАТУРЫ

В СТУПЕНЧАТО ЗАЦЕМЕНТИРОВАННЫХ СКВАЖИНАХ

НА КАЧЕСТВО РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ

В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ

Вскрытие скважинами пластов с низкими пластовыми давлением и градиентом давления гидравлического разрыва ухудшает качество цементирования. Для уменьшения влияния этих факторов применяют различные способы, в том числе ступенчатое цементирование. Однако нередко в результате его применения не только не повышается качество цементирования скважин, но возникают нефтегазопроявления в заколонном пространстве. Исследования причин такого явления, а также усовершенствования на основе этих исследований способа ступенчатого цементирования описаны ниже [31, 65, 66].

84

3.2.2.1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ И ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА В СТУПЕНЧАТО ЗАЦЕМЕНТИРОВАННЫХ СКВАЖИНАХ

При проведении буровых работ в сложных геологических условиях на многих нефтегазоносных площадях Восточной Украины, Волгоградской области, Ставропольского и Краснодарского краев, Азербайджана, Башкирии, Оренбургской области и других применяют ступенчатый способ цементирования скважин. Этот способ наплел широкое применение в связи с частыми поглощениями тампонажного раствора при сплошном цементировании скважин.

Так, в Шебелинском УБР применение данного способа позволило зацементировать 146-мм эксплуатационную колонну тампонажным раствором плотностью 1800—1900 кг/м3 при аномально низком пластовом давлении.

Однако анализ промыслового материала по ступенчато зацементированным скважинам показывает, что из 102 скважин Шебелинского месторождения, сданных в эксплуатацию Харьковскому ГПУ в 70-х годах, в 20 скважинах возникали межколонные проявления, т.е. качество цементирования 19,5 % из них было низким. В некоторых из этих скважин из-за негерметичности заколонного пространства давление (Рзат) У устья составляло 4,2-17,8 МПа (табл. 6).

Из 15 скважин Шебелинской площади, зацементированных в три ступени с разрывом во времени между первой и второй ступенью в 6 ч, в плести возникали межколонные проявления, т.е. в 40 % от общего числа скважин. По Харьковскому ГПУ затраты на ликвидацию межколонных проявлений по этим шести скважинам (10, 22, 53 Мелиховской площади, 102 и 17 Крестищенской площади, 155 Ефремовной площади) составили 400 тыс. руб. (в ценах 70-х годов).

Изучение материалов по 150 скважинам позволил установить, что качество цементирования было низким в тех скважинах, где разрыв во времени между цементированием ступеней колебался от 8 до 24 ч.

В целях выяснения причин образования межколонных проявлений был проведен анализ состояния цементирования ряда скважин в интервалах нижней и верхней ступеней. Качество цементирования каждой скважины в этих интервалах оценивали по значению используемого для этой цели коэффициента качества цементирования K„, определяемому по кривой Aк акустической цементограммы-

Kц = ll^o/L, (24)

85

it -IE~t 6

Номер Аиа"

сква- Площадь ^f^ жины

колон-

567

582

533 557 563 602

609 608 605 370 393 564

317 520 561 543 549 179 546

Ефремове кая Шебе-линская

^м 146

146

146 146 146 146 168 146 146 146 146 146 146 168 146 146 146 146 146 146 146

Глубина спуск колонны, м

2442

2416

1934 2344 2200 1800 628 1735 2404 2424 2365 2404 2144 1885 2336 1835 2303 1747 1794 2185 1866

Плотность (в кг/м3) тампо-нажного раствора по ступеням

I 1620

1640

1860 1820 1780 1800

1830 1680 1810 1820 1820 1820

1820 1840 1860 1840 1860 1880 1830

II III 17301800

1550 1880

1770 1860 1850 1830 1800

1840 1800 1890 1890 1840 1860 1830 1900 1800

1890 1830 1870 1800 1880 1930 1800

Период
Глубины
р,ах по-еле це-

ОЗЦ (в ч) по ступе-
установки

муфты ступенчатого
мен-тирова-

цементи-
ния,

I
II
III
рования, м
МПа

6
24
24
1846; 1540
7,74

6
24
24
1943; 1605
7,50

24
24
—
1661
9,85

16
32
—
1697
4,20

24
24
—
1405
8,20

6
24
48
1985; 1506
17,80

16
32
—
1478
16,90

6
24
48
1901; 1508
8,36

6
24
48
2025; 1497
5,05

24
24
—
1887
8,58

24
24
—
1798
1,91

24
24
24
1851; 1485
5,70

24
24
—
2002
5,68

24
24
—
1611
4,05

24
24
—
1756
6,00

24
24
—
1476
3,50

12
34
—
1517
5,58

24
24
—
1579
4,20

24
24
-
1556
1,73

где L — исследуемый интервал; 1Ак=0 — участки интервала, характеризующиеся наличием контакта цементного камня с колонной.

Значения Кц могут изменяться от нуля (отсутствие участков с контактом цементного камня с колонной) до единицы (наличие такого контакта во всем исследуемом интервале).

Как показано в 3.2.4, целесообразность использования Кц для оценки качества цементирования скважин подтверждает-ся путем сопоставления его значений для отдельных скважин с результатами их опробования и применения методов математической статистики с использованием промысловых данных при изучении состояния цементирования большого числа скважин.

Для проведения анализа были выбраны скважины, в которых сопоставляемые, близкие по размерам и геологической характеристике, интервалы, соответствующие нижней и верхней ступеням, находились в примерно равных условиях по следующим технологическим факторам: скорость восходящего потока за колонной при цементировании составляла

86

около 1,5 м/с; различие в плотности ступенчато закачиваемых тампонажных растворов не превышало 50 кг/м3; растворы эти были сходны по реологическим свойствам; применялись одинаковые буферные жидкости в объеме 4-5 м3 (техническая вода или вязкий глинистый раствор); ОЗЦ после цементирования нижних ступеней и до цементирования верхних проходило во всех случаях при атмосферном давлении на устье.

Причем формирование цементного камня за колонной в нижних ступенях происходило в более выгодных условиях, чем в верхних. Средняя температура в нижних интервалах для большинства рассматриваемых скважин была на 21-26 °С выше, чем в верхних. Период ОЗЦ (к моменту проведения контроля за цементированием) верхних ступеней оказывался меньшим, чем нижних. Нижние части обсадных колонн оснащали 21-м — 26-ю центраторами.

Однако результаты анализа качества цементирования более чем 50 скважин, часть из которых представлена в табл. 7, показали, что значения Кц для нижних ступеней на 40 — 50 % меньше, чем для верхних.

Наибольшая разница в качестве цементирования верхней и нижней ступеней наблюдалась в скв. 549 Шебелинской площади и 72 Мелиховской площади.

Объединением “Башнефть" на площади Узыбаш в одном кусте были пробурены скв. 203 и 204.

В скв. 203 146-мм эксплуатационная колонна была зацементирована ступенчатым способом с применением пакера-муфты (ПДМ). В результате тампонажный раствор был поднят до устья, но качество цементирования нижней части оказалось также очень низким. Практически аналогичная картина наблюдалась и на остальных зацементированных таким способом пяти скважинах.

В то же время эксплуатационная колонна в скв. 204 была зацементирована в один прием, в результате чего был зафиксирован недоподъем тампонажного раствора до заданного уровня на 1100 м, но значение К в нижнем интервале оказа-лось на 50 % выше, чем в соответствующем интервале скв. 203 (см. табл. 7).

Скв. 14 Юбилейной площади объединения Краснодарнеф-тегаз была обсажена 299-мм колонной и зацементирована двумя ступенями: первая в интервале 3000 — 1465 м, вторая — от 1465 м до 0. Интерпретация кривой Ак акустической це-ментограммы этой скважины показывает, что качество цементирования нижней ступени значительно ниже, чем верхней.

87

Таблица 7

Номер скважины
Промежуточная колонна
Эксплуатационная колонна
Глубина установки
муфты, м
Интервалы, соответствующие ступеням
цементирования, м
Период ОЗЦ, ч
Рассматриваемые интервалы,
м
/Сц в рассматриваемых интервалах
Уменьшение значения Кц на нижних
ступенях, %

Диаметр, мм
Глубина
спуска,
м
Диаметр, мм
Глубина
спуска, м

Шебелинская площадь (Шебелииское УБР)

563
219
1739
146
2200
1405
0-1405 1405-1981
24
829-1405 1405-1981
0,71 0,58
18

609
219
1166
146
1735
1478
0-1478 1478-1735
32 16
1221 -1478 1478-1735
0,83 0,60
27

549
219
1343
140x146
1794
1517
0-1517 1517-1794
34
12
1240-1517 1517-1794
0,53 0,14
73

546
219
1324
146
1866
1556
0-1556 1556-1866
24 24
1246-1556 1556-1866
0,56 0,38
32

370
219
1282
146
2365
1887
0-1887 1887-2385
24 24
1419-1887 1887-2385
0,75 0,54
28

Мелиховская площадь (Шебелииское УБР)

35
219
3100
140x146
3842
2985
0-2985 2985-3842
24 24
1490-1887 2985-3842
0,75 0,48
36

67
219
нет св.
140x146
3731
2785
0-2738 2738-3731
24 24
1885-2738 2738-3731
0,52 0,35
32

72
219
2917
140x146
3794
2816
0-2816 2816-3794
34 12
1228-2816 2816-3794
0,72 0,10
86

61
219
2833
140x146
3267
2561
0-2564 2564-3267
24
24
1855-2564 2581-3267
0,50 0,43
14

79
219
2030
140x146
2770
1831
0-1891 1891-2770
24 24
1005-1841 1891-2777
0,48 0,31
35

Площадь Узыбаш (Уфимское УБР)

129
219
315
146
2184
1930
0-1930 1930-2184
24 12
1676-1930 1930-2184
0,71 0,57
19

127
245
319
146
2075
1852
0-1852 1852-2075
24 13
1629-1852 1852-2075
0,90 0,52
42

206
245
322
146
2214
1894
0-1894 1894-2214
24 12
1574-1894 1894-2214
0,69 0,38
44

203
245
320
146
2163
1844
0-1844 1844-2163
24 12
1526-1844 1844-2163
0,58 0,43
25

204
245
321
146
2205
-
0-2205
24
1526-2063
0.65

Контакт цементного камня с колонной в нижней ступени отмечается лишь в интервалах, сумма которых менее 25 % ее длины (360 м), т.е. aц < 25 % а в верхней - более 50 %, (740 м), т.е. aц > 50 %, что иллюстрируется сопоставлением аналогичных по литологии глинистых участков разреза скважины, перекрытых зацементированными верхней (980 — 11ЗО м) и нижней (1850-2000 м) ступенями (рис. 28).

Рис. 28. Каротажные кривые, зарегистрированные в интервалах верхней {$) и нижней ( ) ступеней цементирования скв. 14 Юбилейной площади:

1 — КС; 2 — ПС; 3 — кавернограмма; 4 — Aк

90

Таким образом, проведенный анализ показал, что в ступенчато зацементированных скважинах с межколонными проявлениями качество цементирования нижних ступеней оказывалось хуже, чем в верхних.

Возникновение заколонного давления у устья этих скважин можно объяснить тем, что значения Кц для верхних ступеней изменялись от 0,48 до 0,90 (см. табл. 7), но не равнялось 1, т.е. при прорыве пластовых флюидов на участках заколонного пространства, соответствующих нижним ступеням, существовала вероятность продвижения их к устью скважин по участкам заколонного пространства, соответствующим верхним ступеням, качество цементирования которых было также далеко не всегда высокое.

Ухудшение качества цементирования нижних ступеней по сравнению с верхними может быть вызвано несколькими факторами, в том числе прокачиванием меньших объемов тампонажного раствора. Однако, как показал проведенный анализ, основной причиной вероятнее всего может являться изменение температуры во внутреннем изолированном (с помощью ПДМ) объеме нижней части колонны в период ОЗЦ. Изменение температуры в изолированном объеме колонны должно приводить к изменению давления в нем, что, в свою очередь, может стать причиной деформации обсадных труб и цементного кольца. Поэтому целесообразно более детально рассмотреть возможность возникновения изменений температуры в нижней ступени колонны и их влияние на качество цементирования.

3.2.2.2. ИССЛЕДОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЙ ТЕМПЕРАТУРЫ В ПЕРИОД ОЗЦ И ИХ ВЛИЯНИЯ НА КАЧЕСТВО РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ

В процессе проводки скважины вследствие циркуляции бурового раствора нарушается естественное тепловое поле горных пород вблизи ствола. Теплообменные процессы, происходящие при цементировании обсадной колонны, аналогичны процессам при промывке с той лишь разницей, что после предварительной промывки буровым раствором в скважину закачивают сравнительно холодный тампонажный раствор с несколько иными теплофизическими свойствами.

Тампонажный раствор, который на поверхности имел какую-то начальную температуру, закачивают в обсадную колонну. Температура пород с глубиной возрастает, поэтому растет и температура тампонажного раствора, движущегося вниз по колонне. Выйдя из-под башмака колонны, он под-

91

нимается по затрубному пространству к устью, соприкасаясь со стенками скважины и одновременно омывая трубы снаружи. Поднимаясь вверх по кольцевому пространству, там-понажный раствор некоторое время будет продолжать нагреваться за счет тепла пластов, одновременно отдавая часть энергии нисходящему потоку. На определенной глубине температура восходящего потока тампонажного раствора становится равной температуре горного массива. При движении далее вверх тампонажный раствор отдает свое тепло не только нисходящему потоку, но и окружающим породам, имеющим меньшую температуру. Вследствие этого обычно в нижней части ствола скважины к концу продавливания тампонажного раствора температура ниже, а в верхней — выше естественной температуры пород. В связи с тем, что цементирование занимает сравнительно немного времени и выходящий из скважины тампонажный раствор не закачивают обратно, стабилизации теплообмена не происходит. Тепловой режим в скважине в рассматриваемом случае является неустановившимся.

В момент окончания продавливания тампонажного раствора в заколонном пространстве скважины в течение определенного времени происходят температурные изменения, обусловленные, с одной стороны, восстановлением естественной температуры в массиве горных пород, а с другой — выделением тепла при экзотермических реакциях минералов, составляющих основу тампонажного раствора, с жидкостью затворения (водой). В зависимости от интенсивности происходящего тепловыделения результирующая кривая, отражающая изменения температуры в скважине при твердении тампонажного раствора, будет больше или меньше отличаться от термограммы, зарегистрированной после закачки бурового раствора, не являющегося дополнительным тепловым источником. Поэтому неоднократный термокаротаж ствола скважины в период ОЗЦ должен являться эффективным способом исследования ее термического режима после окончания цементировочных работ, который согласно теоретическим и промысловым данным существенно изменяется.

Временные температурные исследования, проведенные в скв. 14 Юбилейной площади в течение 18 ч после цементирования (см. рис. 27), показали, что за первые 14 ч температура возрастала приблизительно на 1 °С/ч, а в последующие 4 ч снижалась с интенсивностью около 0,5 °С/ч.

Усредненные для определенных интервалов значения изменений температуры в колонне в период ОЗЦ, полученные

92

It -1Ё~Ф

8

Номер скважины
Площадь
Интервал,
м

38 37 1
5
Мирненская
Русский Хутор
Южный Озек-
Суат
Русский Хутор
1650-2650 2700-3280 3000-3495
2000-2500

Изменения температуры период озц, ч
в °С) в

0-8
8-16
16-24
0-24

35 28 22
19
18 12 20
20
12 7 18
-10
65 47 60
29

по данным временных замеров, приведены в табл. 8, причем знак “минус" означает падение температуры.

Из представленных (см. табл. 8) данных видно, что температура в колонне в период ОЗЦ может изменяться на несколько десятков градусов Цельсия.

Исходя из результатов исследований, можно выделить два основных типа (I и II) кривых восстановления температуры в скважине в период ОЗЦ: первый тип — температура монотонно растет, приближаясь к статической (t°CT); второй тип -температура сначала растет, но, превысив статическую, монотонно снижается (рис. 29).

По характеру изменения температуры восстановление ее до естественной в первых трех скважинах (см. табл. 8) относится к первому типу, а в четвертой скважине — ко второму.

Если в таких или аналогичных скважинах в период вос-

Рис. 29. Типовые кшшые восстановления темпера-

TVllf»! R ПР11ИОЛ ОЗТТ R

обсадной колонне

93

становления температуры часть внутреннего объема обсадной колонны окажется герметично изолированной, например под муфтой ступенчатого цементирования, то в ней произойдут изменения давления, пропорциональные изменению температуры (изохорический процесс).

При ступенчатом цементировании после окончания цементирования верхней ступени посаженная в седло муфты управляющая пробка герметично закрывает внутренний объем нижней части обсадной колонны. Эта пробка будет прижиматься к седлу избыточным давлением жидкости в колонне. После окончания цементирования верхней ступени над посаженной в седло управляющей пробкой образуется цементный стакан, поэтому, даже при значительном повышении давления в нижней части колонны в результате увеличения температуры, в большинстве случаев не будет приподнята прижатая к седлу управляющая пробка, т.е. не нарушится герметичность изоляции внутреннего объема нижней части колонны.

В связи с тем, что значение изменения давления в изолированном объеме колонны зависит не только от изменения температуры, но и от свойств находящейся в этой части колонны жидкости, на стендовой скв. 3 Суздальской площади были проведены соответствующие исследования. Для этой цели заполненные буровым раствором плотностью 1500 — 1700 кг/м3 и условной вязкостью около 30 с/ч по СПВ-5 изолированные отрезки обсадной колонны длиной 200-500 м, в которые помещали автономные термоманометры, спускали на бурильных трубах до глубины 2000 м, где температура достигала 70 °С. Повышение давления в изолированных объемах колонны при увеличении температуры на 1 °С составляло 0,6 — 0,7 МПа. В случае заполнения изолированного объема колонны чистой водой давление в нем при аналогичных условиях изменялось на 0,5 МПа при изменении температуры на 1 °С.

Если бы такие изолированные объемы имелись в колоннах, спущенных в перечисленные в табл. 8 скважины, то при образовании изолирующего данный объем экрана через 8 ч (см. рис. 29, точки А и Д) за счет влияния температуры давление могло увеличиться на 19 МПа (скв. 1 площади Южный Озек-Суат) или на 10 МПа с последующим снижением на 8,5 МПа (скв. 5 площади Русский Хутор).

Образование изолирующего экрана в колонне через 16 ч (см. рис. 29, точки В и К) привело бы, при повышении температуры на 12 °С, к увеличению давления на 6 МПа (скв. 38 Мирненской площади) или, при снижении температуры на

94

10 °С, к уменьшению его на 5 МПа (скв. 1 площади Южный Озек-Суат).

При возникновении изолирующих экранов в колонне в начале периода ОЗЦ в скв. 38 Мирненской площади, 37 площади Русский Хутор, 1 площади Южный Озек-Суат, 5 площади Русский Хутор давление в колоннах могло бы возрасти соответственно на 32,5; 23,5; 30,0 и 14,5 МПа.

Поэтому при ступенчатом цементировании подобных скважин, вследствие существенных изменений внутреннего давления в период формирования цементной оболочки, возможна значительная деформация обсадных колонн и цементного кольца в пределах нижних ступеней, обусловливающая ухудшение качества их цементирования, вплоть до прорыва пластовых флюидов.

Изменение давления в колонне при ступенчатом цементировании обусловлено изменением температуры, происходящим после возникновения экрана в колонне (т.е. после цементирования верхних ступеней). Важным фактором при этом является не только диапазон изменения температуры, но и длительность этого процесса.

В целях изучения характера изменения во времени температуры в период ОЗЦ были проведены неоднократные временные исследования с помощью каротажного электротермометра в стволе скв. 182 Мирненской площади, в которую до глубины 2755 м была спущена 140-мм обсадная колонна. За эту колонну был закачан раствор из 15 т чистого и 60 т облегченного тампонажных цементов. Сразу после получения сигнала о давлении “стоп” и снятии цементировочной головки в колонну был спущен электротермометр ТЭГ-2 и начаты временные замеры температуры по стволу, проводимые в течение 53 ч. Данные, полученные при временных температурных исследованиях скважины 182 Мирненской площади, сведены в табл. 9.

Анализ приведенных данных показывает, что изменение температуры за период исследования в призабойной зоне превышало 40 °С. При этом максимальные значения ее изменения в интервале 1500 — 2740 м зарегистрированы через 26,5 ч после окончания цементирования, а интенсивность последующего падения температуры в интервале 1500 — 2250 м даже между замерами № 13 и 14 составила 0,5-0,8 °С/ч. Таким образом, установлены не только значительные (по амплитуде) колебания температуры (в несколько десятков градусов Цельсия), но и длительность протекания этого процесса (несколько суток).

95

it • 1Ё~Ф

9

Номер замера
Время замера, ч



Температура в стволе скважины,
(в °С) при глубине замера, м

50
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
2250
2400
2500
2600
2700
2740

1
2,5
54,0
55,0
62,8
69,3
72,6
78,8
86,0
92,1
100,5
103,2
106,8
106,8
107,0
107,2
111,7

2
5,5
49,0
53,7
62,3
68,0
75,1
85,3
93,6
101,2
108,5
111,6
115,7
116,3
121,2
135,2
135,5

3
8,5
34,5
51,1
60,0
68,9
75,1
86,7
96,1
104,6
112,9
116,3
120,8
122,3
125,2
140,2
144,2

4
11,5
43,1
51,8
61,8
72,4
84,3
91,6
101,1
110,2
118,7
122,4
127,0
131,5
144,8
148,9
148,8

5
14,5
40,3
46,5
60,8
70,8
80,4
91,0
99,8
109,5
118,8
122,3
126,7
136,9
141,7
144,8
145,0

6
17,5
39,7
45,6
59,0
66,4
72,8
88,0
98,1
108,4
117,9
122,1
126,9
140,9
139,4
144,9
142,4

7
20,5
38,4
45,6
57,2
68,7
78,6
89,4
99,8
100,8
120,1
125,3
130,1
138,8
142,1
145,0
146,0

8
23,5
41,1
48,8
64,6
73,0
84,1
95,1
106,5
116,8
125,8
131,4
136,1
143,7
147,0
149,7
150,4

9
26,5
40,8
48,0
63,8
71,4
84,8
95,8
115,0
117,4
128,5
133,0
137,1
144,8
147,6
150,6
151,7

10
29,5
36,3
45,7
57,5
68,8
80,7
94,0
108,8
116,2
125,5
131,6
140,2
142,2
145,7
148,5
149,8

11
32,5
36,1
42,7
52,3
64,2
76,9
91,0
106,3
115,3
124,5
130,8
140,2
140,2
143,6
146,6
148,6

12
35,5
36,3
42,1
51,4
63,1
76,3
89,0
103,1
114,5
124,0
130,7
139,6
139,6
143,1
146,2
149,0

13
38,5
35,9
42,7
52,2
63,7
76,8
88,8
102,7
114,3
123,0
129,4
135,0
134,0
143,5
147,8
149,1

14
42,5
35,6
42,7
52,5
63,8
76,4
87,6
100,8
113,0
122,9
129,0
137,2
137,2
141,1
144,6
145,8

15
52,5
36,7
42,3
55,3
64,0
76,0
86,7
100,3
111,0
122,0
128,6
130,0
136,0
140,1
133,8
144,8

Восстановление температуры в данной скважине не является монотонным процессом. Непрерывный рост температуры сменяется ее падением с последующим повторением этого цикла (см. табл. 9).

В скважинах с аналогичным характером изменения температуры, при возникновении изолирующих экранов в колонне в начале периода ОЗЦ (например, через 6 —8 ч после цементирования) под экранами будет происходить интенсивное повышение внутреннего давления вследствие роста температур, а позднее — через 26 —28 ч — снижение температуры, которое вызовет падение давления и, следовательно, расширение зазора между цементным кольцом и колонной. Образование такого зазора (например, в пределах нижней ступени) в период твердения тампонажного раствора может привести к перетокам между пластами и передаче давления высокопарных пластов на значительные расстояния по зако-лонному пространству.

Таким образом, одной из основных причин перетоков в заколонном пространстве при ступенчатом цементировании можно считать снижение качества разобщения пластов за нижней ступенью колонны. Качество разобщения пластов ухудшается в основном вследствие значительных изменений давления в период ОЗЦ в замкнутом объеме колонны ниже изолирующей его муфты ступенчатого цементирования. Такие изменения давления вызываются интенсивными колебаниями температуры в процессе восстановления ее до естественной в период ОЗЦ. Следовательно, для повышения качества цементирования нижней ступени необходима разработка эффективных способов предотвращения значительных изменений давления в замкнутых объемах колонны при изменении температуры.

3.2.2.3. 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

07

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.

99

Устройство состоит из двух функциональных частей: блока датчика и блока индикации. Электрическая схема устройства (рис. 31) содержит: приемник акустических колебаний П: усилители Ml, R1 -RA, C1-CA; согласующие усилители V1, V2, R5-RW, С5-С7; выпрямители V3-VA, С8; триггер Шмитта V5-V8, Я11-?17; светодиоды V8, V9. Электропитание устройства осуществляется от двух элементов питания 336Л (Б1, Б2).

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

Г'

Я

R3

-CD-

R2

Ml

С1

I

10 R1

Л

ннн _

С2 СЗ X[i?J

1«

*->

1»

F7 V2

V7 V8

oV-i

Я9

ЦНШ

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

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; во 2-м - 1,1; в 3-м - 1,0 м/с.

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 м/с.

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

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

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

104

Рис. 35. ГоасЬики аля выбооа оптимального воемени иементиоования веох-ней 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 Kt, определяющего значение приращения давления жидкости в замкнутом объеме колонны под воздействием изменения температуры на 1 °С (рис. 34).

Коэффициент Kt подсчитывался по эмпирической формуле:

0,616 L Г , t1r 141

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

Р Рк Рк Р Рк

-4,65 • 10-3-f1- 4,2 -10-3-- 0,475- -3-Ю-3-1Г-1,15—-р р РРХ

-26,36—-0,153—+ 110,5-----, (25)

РРх Рк РРк

где р — плотность бурового раствора, г/см3; рк — давление в колонне, МПа; Г — газонасыщенность жидкости в колонне, %; t1 — 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 Г (рис. 35, б).

После этого строили совмещенный график приращения температуры в период ОЗЦ в функции времени (рис. 35, в, правая часть), а также в функции коэффициента Kt 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

3.2.2.4. 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 2 %.

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:

Время замера, ч......
2
4
8
10
12
14
16
18
20
22
24

Температура, °С......
50
57
73
80
86
92
94
97
96
95
94

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

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

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 = = /(Г) 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 Kt, для чего определяли давление столба бурового раствора в колонне рк на глубине Н = 2310 м;

рк = ОДЯр = 0,1-2310-1,3 = 300 кгс/см2 = 30 МПа.

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 зо зо 13

10-3 -50- 4,2-10-3 •—- 0,475- — зо и 13

141 4,65-10-3 -50- 4,2-10-3 •—- 0,475- —-3-Ю-3 -50-2

107

-1,1550 - 26,36 —-------0,15350 2 + 110,51 =

13 -50 13 • 30 30 13 • 30

= 0,806 МПа-'С"1.

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 Kt = = 0,8 МПа-°С-1. Из точки пересечения проводили прямую, параллельную оси абсцисс, до пересечения с кривой возмож-ного 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 жид-костью обсадной колонны, либо выбирать оптимальное время цементирования верхней ступени после цементирования нижней.

3.2.3. РАДИОАКТИВНЫЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ СКВАЖИН

3.2.3.1. ПРИМЕНЕНИЕ РАДИОАКТИВНЫХ ИЗОТОПОВ (РАДИОНУКЛИДОВ) ДЛЯ АКТИВАЦИИ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА

Определение интервала распространения тампонажного раствора за обсадной колонной

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

Регистрация гамма-излучения в колонне проводится стан-дартной 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.

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

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

109

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

Рис. 37. Оценка иасшэеделения активатоиной тампонажной массы за обсадной колонной в сечении ствола скважины:

о — кгшиая иямрнрния по ttpdhmptdv колонны интрнсииности гамма-излучения- б - схема распределения тампонажной массы вокруг колонны' 0 0'- центры сечения скважины и колонны- z-z - 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 — zx). 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 бу-ровым раствором и более плотной цементной массой, нахо-дящихся 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 мини-мальными расхождениями в показаниях гамма-активности.

Последнее позволяет в какой-то степени уменьшить влия-ние 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 прост-ранстве 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 цемен-тированием 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 Iшах и минимальные Imin показания в анализируемом интервале, а также их разности и отношения.

Для облегчения интерпретации на участках зарегистрированной трехканальным ЦМТУ цементограммы с заведомо

115

Рис. 38. Обобщенная схема интерпретации диаграмм:

А — цементограммы, за-регистрированные трехка-нальным цементомером; Б - диаграмма, зарегистрированная гамма-дефек-томером; / - прибор не вращается в колонне; Я -прибор вращается в колонне; а, в — колонна вас-положена соответственно в центре и эксцентрично незацементированной части скважинь^ б, в - каверна, заполненная соответственно буровым раствором и цементом; г, а - колонна расположена соответственно экс-центрично 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 / и буровым раствором / ), цемент-порода и раствор-порода, характеризующие эксцентриситет колонны в скважине (усредненные показания против зацементированных / и незацементированных / 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 / ц), 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

мерно заполненная тампонажным раствором каверна (сравнительно низкая и одинаковая интенсивность гамма-излучения) в интервале 1113-1130 мг переходная зона буровой - тампонажный раствор (камень) (спад интенсивности излучения в интервале 1065—1080 м) и эксцентриситет колонны в скважине в, 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 м.

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, эксцентриситет колонны меньше, чем в верхней, и значительно меньше, чем в незацементированном интервале. Однако отмечается минимальное значение эксцентриситета (около 0,2) против каверны в интервале 1620-1635 м, по всей вероятности, только кажущееся, так как сравнительно однородное заполнение каверны (что подтверждается данными ЦМТУ-1) и значительные ее размеры не позволяют выявить существенного изменения плотности вещества за колонной по ее периметру. А это не позволяет оценить степень отклонения оси колонны от оси скважины.

В связи с затруднительностью достаточно полного учета всех факторов, влияющих на определение плотности вещест-

118

Рис 40 Результаты исследования качества пементииования скв 1544 Самот-ло·ского месторождения:

‡ — положения соответственно соединительных мусЬт и центрирующих фонарей- 1 - КО 2 - ПО 3 - кавернограмма- 4 - толщинограмма- 5 -круговая' цементограмма- 6 7 - диаграммы характеризующиеСоответственно эксцентриситет колонны и плотности 'веществ за ней 8 - цементограмма ЦМТУ-1 '

ва за колонной и ее эксцентриситета, необходимо критически оценивать точность и надежность получаемых результатов, привлекая возможно шире дополнительную информацию, характеризующую значения определяемых параметров.

Большим преимуществом применения гамма-дефектомера СГДТ-2 является возможность определения изменения интенсивности рассеянного гамма-излучения по периметру колонны при ее измерениях на точках, в наиболее важных в отношении оценки качества цементирования интервалах скважины.

Как показали расчеты и исследования моделей зацементированных скважин, кривые изменения интенсивности рассеянного гамма-излучения по периметру колонны (дефекто-граммы) имеют при однородной плотности вещества за колонной несколько изменяющуюся в зависимости от конструкции скважин, но достаточно определенную (близкую к синусоидальной) конфигурацию, которая резко искажается при наличии дефектов (каналов, трещин) в цементном кольце. На этой особенности регистрируемых на заданных точках с помощью гамма-дефектомера СГДТ-2 кривых основана разработанная во ВНИИнефтепромгеофизике методика определения каналов в зацементированном заколонном пространстве.

В качестве иллюстрации эффективности применения гамма-дефектомера СГДТ-2 на рис. 41 приведены круговая це-ментограмма, кавернограмма и зарегистрированные в отдельных точках дефектограммы с построенными по их данным схемами сечения скв. 1382 Туймазинской площади.

На основе изложенных выше принципов интерпретации по круговой цементограмме (см. рис. 41) можно четко определить на глубине 1060 м границу между буровым и тампо-нажным растворами (камнем), а с помощью палеток оценить плотность вещества за колонной и ее эксцентриситет е, (например, в интервале 1210-1230 м рц = 1,9 г/см3 и е = = 0,7, а в интервале 1040-1060 м рц = 1,3 г/см3 и е = 0,8).

В интервале 1193-1202 м отмечается некоторое уменьшение плотности цементного камня за колонной. Результаты интерпретации по разработанной методике зарегистрированных в нескольких точках этого интервала дефектограмм показывают, что в нем образовался канал в цементном камне, площадь поперечного сечения которого приблизительно равна 10 % сечения заколонного пространства скважины.

Согласно данным ВНИИнефтепромгеофизики с помощью СГДТ можно при благоприятных геолого-технических усло-

120

Рис 41 KDVi-овая пементогоамма мазинской площади:

1 - в затрубном пространстве ранстве цементный камень' 3 -

($) и дефектограммы ( •) по скв. 1382 Туй-

буровой раствор- 2 — в затрубном прост-каналы в цементном камне

виях определять плотность вещества за колонной с точностью до 100 — 200 кг/м3 и выявлять каналы в цементном камне с площадью поперечного сечения, составляющей более 2 % площади сечения заколонного пространства. Тогда как с помощью ЦМТУ-1 выделяются каналы с сечением, не менее 10 % площади сечения заколонного пространства.

Во ВНИИнефтепромгеофизике разработана и серийно выпускалась, взамен прибора СГДТ-2, более совершенная аппаратура СГДТ-3 с улучшенной технической характеристикой и меньшими габаритами.

В СГДТ-3 осуществлена замена вращающегося вокруг измерительного зонда экрана с коллимационным окном (недостаточно надежного и являвшегося источником помех) электронным коммутатором с равномерно расположенными по периметру зондами (излучатель-приемник) и взаимно экранированными индикаторами рассеянного гамма-излучения, интенсивность которого регистрируется в виде непрерывной кривой. Для гамма-дефектомера и толщиномера используется один источник гамма-излучения — цезий 137, с активностью 50—100 мг-экв Ra, а измерительные зоны толщиномера и дефектомера совмещены.

С помощью СГДТ-3 регистрируются:

толщинограмма для определения средней по периметру толщины стенки обсадных труб с точностью ±0,5 мм;

интегральная цементограмма для определения средней по периметру плотности вещества в заколонном пространстве с точностью 150 кг/м3;

селективная цементограмма для оценки эксцентриситета обсадной колонны в скважине и плотностной неоднородности вещества в заколонном пространстве;

диаграмма ГК для привязки глубин соединительных муфт обсадной колонны к геологическому разрезу скважины.

Однако вследствие существенного влияния на результаты измерения гамма-дефектомером СГДТ различных недостаточно полно учитываемых скважинных и аппаратурных факторов (изменения плотности пород и бурового раствора, толщины стенок обсадных труб и цементного кольца, мощности источника гамма-излучения, чувствительности приемного тракта и т.д.) при отличии значений параметров дефек-тограмм менее чем на 20 % расчетных, нельзя делать определенные выводы о неоднородности среды за колонной. Требуют также критической оценки точность и надежность результатов выявления каналов в цементном камне, и осо-бен-но — определения площади их сечения.

122

Основными ограничениями применения гамма-гамма-контроля за цементированием скважин являются:

необходимость наличия значительной разницы как плот-ностей тампонажного и бурового растворов (не менее 300-500 кг/см3), так и диаметров скважины и колонны (не менее 4-5 см);

недостаточно надежная работоспособность сцинтилляци-онного индикатора гамма-излучения при температуре выше 100–200 °С, в результате чего основное применение аппара-тура гамма-гамма-контроля за цементированием (особенно СГДТ-2 и СГДТ-3) нашла в районах сравнительно неглубокого бурения (в Татарии, Башкирии, Тюменской области и т.д.).

По данным проведенной литературной и патентной проработки в США для гамма-гамма-контроля за цементированием скважин применяются в основном одноканальные приборы, регистрирующие интегральную (по периметру колонны) интенсивность рассеянного излучения и в связи с этим имеющие меньшую разрешающую способность, чем отечест-венные, а также усовершенствованные в направлении повышения разрешающей способности к дефектам цементирования с вращающимися вокруг излучателя и приемника колли-мированными экранами.

3.2.3.4. ВОЗМОЖНОСТЬ УСТАНОВЛЕНИЯ ЗАВИСИМОСТИ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН ОТ ЭКСЦЕНТРИСИТЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Степень центрирования обсадной колонны в скважине является одним из определяющих факторов качества цементирования. Однако если это положение легко подтверждалось теоретически или в лабораторных и стендовых условиях, то прямых промысловых его доказательств, кроме статистических данных, практически не приводилось.

С целью подтверждения, на основе интерпретации про-мыслово-геофизических материалов, тесной связи степени центрирования обсадных колонн в скважинах с их качеством цементирования были проведены нижеследующие исследова-ния.

В скважинах, пробуренных Армавирским УБР на Ямбург-ском газоконденсатном месторождении (ЯГКМ), по диаграммам, зарегистрированным с помощью аппаратуры гамма-гамма-контроля за цементированием скважин (СГДТ-3), определялись местонахождение центраторов на обсадных колоннах и значения их эксцентриситета.

Под эксцентриситетом е колонны в скважине подразумевается отношение

123

е = (L^-L^VL^

(26)

гАе 4iaxr ^min ~~ соответственно максимальное и минимальное расстояния от наружной стенки колонны до стенки скважины. При таком определении эксцентриситета его значения могут изменяться от нуля (колонна центрирована в скважине — соосна с ней) до единицы (колонна прилегает к стенке скважины).

Качество цементирования этих скважин оценивалось по данным исследований аппаратурой акустического контроля цементирования — УЗБА-21 (определялось состояние контакта цементного камня с колонной: наличие, частичность или отсутствие) и аппаратурой гамма-гамма-контроля за цементированием - СГДТ-3 (определялась степень замещения бурового раствора цементным в заколонном пространстве: сплошное, неполное или отсутствие замещения).

Проведенное для более десяти скважин Ямбургского ГКМ сопоставление значений эксцентриситета обсадной колонны с качеством цементирования (по данным АКЦ и ГГКц) выявило явную тенденцию обратной зависимости между ними.

В качестве примера в табл. 10 сопоставлены значения эксцентриситета обсадной колонны с качеством цементирования для трех скважин ЯГКМ, пробуренных на валанжинские отложения. Интервалы этих скважин от 2700 м и ниже, до искусственного забоя, были выбраны потому, что в них устанавливались центраторы ЦЦ-2. Причем в скв. 13010 (с самыми большими значениями эксцентриситета и наихудшим качеством цементирования по данным ГГКц и АКЦ) путем сопоставления диаграмм толщиномера СГДТ-3 и каверномера определено, что три из плести установленных центраторов

й•IE~t 10

Скважина
Интервал глубин, м
Эксцентриситет ?

30506
2700-2855
0,35

2855-2970
0,3

2970-3155
0,35

3155-3205
0,3

13001
2700-2845
0,45

2845-2940
0,4

2940-3120
0,5

3120-3340
0,4

13010
2700-2740
0,7

2740-2860
0,55

2860-2930
0,65

2930-3060
0,7

Качество цементирования по ГГКц и АКЦ

Сплошное замещение бурового раствора цементным; наличие контакта цементного камня с колонной

Чередование полного и неполного замещения бурового раствора цементным, а также частичного и наличия контакта цементного камня с колонной Неполное замещение бурового раствора цементным; отсутствует и частичный контакт цементного камня с колонной

124

ЦЦ-2 находились против кавернозной части разреза скважины, т.е. не могли достаточно эффективно способствовать центрированию колонны.

Из рассмотрения (см. табл. 10) следует:

результаты проведенных промысловых исследований под-тверждают достаточно тесную обратную зависимость между значениями эксцентриситета обсадной колонны в скважине и качеством ее цементирования;

с помощью гамма-гамма- и акустической модификаций аппаратуры контроля за цементированием скважин в комплексе с кавернометрией достаточно надежно устанавливают-ся эта зависимость и причины, вызывающие увеличение эксцентриситета колонны, а следовательно, и ухудшение качест-ва цементирования скважины.

3.2.3.5. ВОЗМОЖНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ННКТ ДЛЯ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Большое влияние на показания нейтрон-нейтронного каротажа (ННКт) в обсаженных и зацементированных скважи-нах оказывают такие факторы, как положение колонны в скважине, положение прибора в колонне, наличие водород-содержащих веществ в заколонном пространстве и др. В связи с этим во ВНИИЯГГе и ВНИИГИСе были проведены исследования на моделях скважин и в промысловых условиях с целью изучения возможности применения ННКт для оцен-ки качества цементирования скважин [29]. Для этих исследо-ваний применялись синхронно вращающиеся и расположенные на одной образующей, на расстоянии 40 см друг от дру-га, нейтронный источник и коллимированный индикатор тепловых нейтронов.

В результате проведенных исследований были сделаны следующие выводы.

1. С помощью ННКт при соответствующем подборе гео-метрии зонда и его конструкции можно определять эксцент-риситет колонны в скважине, независимо от заполняющего кольцевое заколонное пространство вещества.

2. В случаях когда различие по плотности тампонажного и глинистого растворов невелико, например при бурении скважин на тяжелом растворе, ННКт может оказаться более эффективным для определения границы между буровым и тампонажным растворами, чем аппаратура гамма-гамма-контроля за цементированием.

3. Применение нейтронного метода в комплексе с гамма-гамма-методом перспективно для увеличения достоверности

125

информации о состоянии цементного кольца и геометрии обсаженной скважины.

В США ННКт применялся в комплексе с акустическим методом контроля за цементированием для оценки качества цементирования скважин. Незакономерное увеличение пористости заколонного пространства по данным ННКт служило дополнительным признаком наличия канала в цементном камне, размеры которого также оценивались по характеру кривой ННКт.

3.2.4. АКУСТИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ЗА ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ СКВАЖИН

3.2.4.1. ОСНОВЫ АКУСТИЧЕСКОГО МЕТОДА КОНТРОЛЯ ЗА ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ И РЕАЛИЗУЮЩАЯ ЕГО АППАРАТУРА

Метод акустического контроля за цементированием скважин основан на зависимости параметров акустических колебаний (амплитуды, скорости, частоты, и др.) от упругих и поглощающих свойств окружающей среды, в том числе и от характера связи цементного кольца с колонной и породой в скважине [29, 77].

Основными узлами скважинного прибора аппаратуры акустического контроля за цементированием скважин являются излучатель (И) акустических колебаний и приемник (П). Попадающие после прохождения от излучателя через буровой раствор, колонну и породу в приемник акустические колебания (волновые сигналы) преобразуются в электрические сигналы, которые передаются по каротажному кабелю к наземной панели управления. С помощью каротажного регистрирующего устройства, подсоединяемого к панели управления АКЦ, непрерывно по стволу скважины записываются в аналоговой форме кривые изменения значений трех параметров акустических колебаний: амплитуды продольной акустической волны, распространяющейся по колонне - Ак, амплитуды акустической волны, превышающей в первых вступлениях некоторый заданный уровень - Ап (при наличии контакта цементного камня с колонной и породой Ап может являться амплитудой волны, распространяющейся по породе); времени распространения (пробега) продольной акустической волны от излучателя до приемника — Г (при прохождении волны по незацементированной колонне это время равно Гк, при прохождении по породе — Гп).

Регистрация этих параметров производится одновременно,

126

при движении в колонне скважинного прибора со скоростью около 1200 м/ч.

В свободной (незацементированной) колонне, так же как при отсутствии контакта цементного камня с колонной, значения Aк максимальны, значения i минимальны и равны iк (для АКЦ-4 около 550 мкс), а кривая Aп повторяет по конфигурации кривую Aк и не несет никакой информации о состоянии контакта цементного камня с породой.

Наличие контакта цементного камня с колонной отмечается на акустической цементограмме нулевыми или близкими к нулю значениями Aк, обусловленными демпфированием колебаний колонны цементным кольцом. Промежуточные между Aк тах и Aк = 0 значения Aк характеризуют частичность (или неопределенность) такого контакта.

Только при наличии или иногда частичности контакта цементного камня с колонной возможна оценка состояния контакта его с породой, который наиболее уверенно определяется по соответствию конфигураций кривых Aп цементо-граммы и амплитуды продольной волны, распространяющейся по породе — Aд акустического каротажа в необсаженном стволе данной скважины, а также по близости значений i на цементограмме к i' акустического каротажа.

В интервалах ствола скважины против вскрытых в ее разрезе плотных (“высокоскоростных" с i < iк) пластов и, наоборот, против рыхлых и кавернозных пород (iп >> iк) интерпретация акустических цементограмм усложняется.

На рис. 42 представлена схема комплексной интерпретации кривых Aк, i и Aп цементограммы совместно с диаграммой акустического каротажа в необсаженной скважине (АК) и кавернограмой, которые существенно уточняют данные акустической цементограммы. Так, против плотных, “высокоскоростных" пород (характеризующихся максимальными значениями амплитуды A^ и минимальными значениями времени i^ на диаграмме акустического каротажа, а также — отсутствием каверн на кавернограмме) контакт цементного камня с колонной и породой имеет место при значениях параметров цементограммы Aк > 0 и i < iк. Наоборот, против глубоких каверн, характеризующихся неполным замещением бурового раствора цементным, как правило, отсутствует контакт цементного камня не только с породой, но и с колонной. Необходимо также учитывать, что в незаце-ментированных участках колонны (в отличие от зацементи-

127

Рис. 42. Схема интерпретации цементограммы АКЦ совместно с диаграммой АК и кавернограммой:

1 — кавернограмма; 2 — номинальный диаметр скважины; 3, 4 — соответ-ственно Aп и iп диаграммы АК; 5, 6, 7.8 ~ соответственно A, i, i и A, цементограммы АКЦ; 9 - местоположение муфтовых соединений; 10 -

отсутствие цементного камня или контакта его с колонной; 11 — наличие контакта цементного камня с колонной и частичное с породой; 12 — отсутствие контакта цементного камня с колонной; 13 — контакт цементного камня с колонной и отсутствие контакта его с породой; 14 — контакт цементного камня с колонной и неопределенное состояние контакта его с породой

рованных), или при отсутствии контакта цементного камня с колонной, на кривых Aкг Aп и i цементограммы обычно отмечаются места муфтовых соединений.

Метод акустического контроля за цементированием скважин с регистрацией в аналоговой форме кривых Aкг Aп и i реализуется с помощью аппаратуры АКЦ-4, СПАК-б в режиме АКЦ, АКЦ-Зб и др. В целях повышения информативности и достоверности данных о качестве цементирования применяется акустическая аппаратура с трех- или четырех-, пяти-элементными зондами: двумя излучателями и одним прием-

128

ником (разработанная в ВНИИнефтепромгеофизике акустическая аппаратура для комплекса ЦМГА-2, немецкая аппаратура USBA и др.) или двумя — четырьмя приемниками и одним излучателем (выпускаемая Краснодарской фирмой “Нефте-геофизприбор” аппаратура АК-4, АК-5, АК-6).

Применение такой аппаратуры позволяет регистрировать, кроме кривых Ак1, Ак2,..., АК4, Ап1; Ап2,..., Ап4 и П, Г2,..., Г4 (где 1 -4 - приемники или излучатели):

кривую изменения интервального времени распространения акустических колебаний между двумя приемниками (излучателями) — Г, характеризующую скорость распространения акустических колебаний по колонне или горной породе;

кривую изменения коэффициента затухания акустических колебаний, распространяющихся по колонне, характеризующую изменение прочностных свойств цементного кольца и его связи с колонной:

ак = 1/51п Ак1/Ак2, (27)

где S — база акустического зонда, равная расстоянию между двумя приемниками (излучателями) большого и малого зондов;

кривую изменения коэффициента затухания акустических колебаний, характеризующую изменение поглощающих свойств горных пород при наличии контакта цементного кольца с колонной и стенками скважины:

ап = 1/51п Ап1/Ап2. (28)

В связи с возможностью определения с помощью метода акустического контроля за цементированием не только характера распределения за колонной цементного камня, но и состояния его контакта с колонной (а иногда и с породой), этот метод считается в настоящее время наиболее информативным, а следовательно, и наиболее эффективным.

С целью сравнения эффективности методов контроля за цементированием скважин были совместно рассмотрены термограммы, гамма-гамма- и акустические цементограммы, зарегистрированные в скв. 67, 72, 78, пробуренных на Ленинградском месторождении Краснодарского краям, и в скв. 24 площади Канибадам Таджикистана. На основе сопоставления и анализа этих диаграмм с учетом данных проводки и крепления скважин сделаны следующие выводы [62].

На термограмме скв. 72 Ленинградской площади наличие цемента за колонной в большинстве случаев отмечается в ка-

129

Рис. 43. Результаты ГИС в скв. 72 Ленинградской площади:

1 — КС; 2 — ПС; 3 — кавернограмма; 4 — те1мограмма; 5, 6 — гамма-гамма-цементограмма; 7 - АК; 8 - iи; 9 - i/0 - A,; 11 - отсутствие контакта цементного камня с колонной

вернозной части скважины (рис. 43). Однако на гамма-гамма-цементограмме и в зацементированном интервале против больших каверн наблюдается уменьшение плотности зако-лонной среды (см. рис. 43, 2010-2030 м), а акустическая це-ментограмма показывает отсутствие контакта цементного камня с обсадной колонной. Это обусловлено тем, что там-понажный раствор в кавернах либо перемешан с буровым, либо замещен им и, следовательно, не может надежно разобщать выше- и нижележащие пласты.

Термограмма и гамма-гамма-цементограмма этой же скважины свидетельствуют о несомненном наличии цемента в интервале 2010 — 2110 м, причем распределение его за колонной сравнительно равномерное. Но их показания не могут служить гарантией надежной разобщенности в заколонном пространстве пластов-коллекторов, тем более часто чередующихся. Согласно акустической цементограмме (см. рис. 43), контакт цементного камня с колонной в этом интервале меняется от плотного до полного его отсутствия против кавернозных глинистых пластов.

При двухколонной конструкции скважин наличие или от-

130

Рис. 44. Результат исследования в скв. 24 на площади Канибадам:

1 - промежуточная колонна; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - термограмма; 4 - гамма-гамма-цементограмма; 5 - цементный камень; 6 -A,

7 - Aп; 8 - iк; 9

i

сутствие цементного камня между колоннами часто не определяется с помощью термометрии и гамма-гамма-метода (рис. 44 и 45). Этот факт наиболее вероятно обусловлен сравнительно небольшой толщиной цементного камня между колоннами и экранным влиянием наружной колонны. Например, на наличие цементного камня между 146- и 245-мм колоннами в интервале 2395 — 2440 м скв. 24 площади Канибадам указывает лишь акустическая цементограмма (см. рис. 44). По кривым же термометра и гамма-гамма-метода в этом случае цементный камень не обнаруживается.

В скв. 67 Ленинградской площади цементный камень над башмаком 219-мм кондуктора за 146-мм колонной отмечается тоже лишь на акустической цементограмме (см. рис. 45).

Вышеизложенные факты подтверждают существенные преимущества акустического метода перед термометрией и гамма-гамма-метода при контроле за цементированием скважин.

131

Рис. 45. Результаты исследований в Рис. 46. Схема остова моделей за-

скв. 67 Ленинградской площади: цементированных скважин:

1 - кондуктор- 2 - колонна- 3 - 1 - внутренняя труба- 2 - наруж-

термограмма- 4 - гамма-гамма-це- ная труба- 3 - обратный клапан-

ментограмма! 5 - iк; 6 - i; 7 - 4 - отверстия кривая A

Однако в большинстве случаев и по акустической цемен-тограмме невозможно правильно оценить проницаемость контакта цементного камня с колонной. Об этом свидетельствуют данные отечественных и зарубежных исследователей, которые изучали соотношения между проницаемостью и сцепления” (контакта) цементного камня с обсадными трубами и затуханием акустических сигналов Ими показано что не-проницаемостью контакта обсадная колонна — цементный

132

камень достигается при сопротивлении его сдвигу более 1,5 МПа, тогда как затухание акустического сигнала в пределах 90 % имеет место при сопротивлении этого контакта сдвигу, равном 0,3 — 0,4 МПа. Отсюда следует, что почти полное затухание акустических колебаний возможно и при проницаемом контакте цементного камня с колонной. По мнению этих исследователей, прочность “сцепления” цементного камня с колонной в 1,5 МПа может быть вообще не достигнута, если поверхность обсадной колонны недостаточно хорошо очищена от промывочной жидкости [62].

Оценка характера контакта цементного камня со стенками скважины (с породой) по акустическим данным, интерпретируемым даже в комплексе с другими геолого-геофизическими материалами, еще менее однозначна, чем оценка характера контакта его с колонной. Исходя из существующих представлений о взаимодействии цементного раствора с глинистыми пластами и глинистыми корками, образующимися на стенках скважин, можно лишь полагать, что проницаемость контакта сформировавшегося цементного камня с породой еще больше, чем контакта его с колонной.

Следует отметить, что рассмотренные результаты исследований степени проницаемости контактов цементного камня с колонной и породой, и ее отражении на акустической це-ментограмме в практических целях пока не используются.

Некоторыми путями изучения эффективности любого метода контроля за цементированием скважин являются их моделирование в виде зацементированных обсадных колонн (труб) и детальное исследование таких моделей зацементированных скважин этим методом. Методика и результаты части проведенных с помощью АКЦ в этом направлении работ изложены ниже [38].

Остовы трех изготовленных моделей, схема и размеры которых показаны на рис. 46, представляли собой две коак-сиально расположенные 245- и 146-мм обсадные трубы с общим днищем. Во внутренней трубе непосредственно над днищем имелись четыре равномерно расположенные по периметру отверстия, а над ними — обратный клапан и кольцо “стоп”.

После спуска в скважину на бурильном инструменте межтрубное пространство остовов моделей через отверстия и обратный клапан подвергалось предварительной промывке глинистым раствором в течение 45 мин, а затем заполнялось раствором портландцемента плотностью 1,75 г/см3.

Промывка производилась с целью покрытия поверхности

133

труб модели глинистой пленкой, аналогичной образующейся на спущенной в скважину обсадной колонне.

Качество цементирования моделей исследовалось с помощью каротажной акустической аппаратуры ЛАК-2 и изготовленного двухэлементного малого зонда П0.5И. Для получения более полной и точной информации замеры проводились не с обычной панелью АКЦ, а с кинорегистратором АКР (разработанным в КФВНИИгеофизике), которым через каждые 20 см длины модели фотографировались волновые картины (ВК) полных акустических сигналов. По полученным фотографиям ВК были построены кривые изменения амплитуд первого вступления акустических колебаний (А), аналогов амплитуд волны, распространяющейся по колонне (Лк), показанные на рис. 47.

Анализ результатов сопоставления этих кривых позволил установить следующее:

Риг 47 Соттогтавлрнир kdhrmx тпмрнрния амплиту^л ттргжого rctvttaphhct акустических колебаний A по длине (L) I, II и III моделей

134

уровень подъема цементной массы в межтрубном пространстве во всех трех моделях четко отмечается наиболее резким подъемом кривых изменения амплитуд; в первой модели цементная масса недоподнята до верха трубы на 2 м, во второй - более чем на 3 м и в третьей - более чем на 2 м;

сравнительно высокий общий уровень амплитуд первого вступления в зацементированной части моделей скважин указывает на недостаточную плотность или частичность контакта цементного камня с внутренней трубой во всех трех моделях;

наименьшим отношением амплитуд в зацементированной и незацементированной частях модели и, следовательно, наибольшей плотностью контакта цементного камня с внутренней трубой характеризуется первая модель, а наибольшим отношением, т.е. наименьшей плотностью контакта — третья.

Для дальнейших исследований были вырезаны из верхней, средней и нижней частей зацементированных участков моделей по два полуметровых патрубка (см. рис. 47). Вторые патрубки каждой пары предназначались для дублирования исследований в случае получения аномальных результатов в первых.

С целью обнаружения дефектов в цементном камне и детального изучения изменения состояния его контакта с наружной трубой вырезанные зацементированные патрубки с помощью специальных щупов и прибора УКБ-1 “прозву-чивались" через каждые 10 см как по образующим, так и по окружности наружной трубы. Полученные результаты свидетельствуют о том, что патрубки первой модели характеризуются наименьшими амплитудами акустических колебаний, зарегистрированных на наружной трубе, а патрубки из третьей модели — наибольшими, что еще раз подтвердило лучшее качество цементирования первой модели.

Дефекты и каналы в цементном камне с помощью такой методики акустических исследований зацементированных патрубков из моделей скважин не были обнаружены.

Чтобы проверить возможность прорыва газа, в межтрубное пространство патрубков с помощью компрессора подавался под давлением воздух через штуцер, ввернутый в отверстие, просверленное в средней точке наружной трубы. Прорыв воздуха в патрубке первой модели произошел при давлении 5,5 МПа, а в патрубке третьей - при 2,5 МПа, в основном между цементным камнем и поверхностью труб. Это также свидетельствует о более плотном контакте цементного камня с трубами в первой модели.

135

Для исследования характера связи между цементными кольцами и трубами, а также для визуального изучения и отбора образцов цементного камня наружные трубы зацементированных патрубков разрезались на фрезерном станке по образующим. При этом предпринимались возможные меры для сведения к минимуму нарушения их контакта с цементными кольцами и разрушения самого камня. В результате оказалось:

трубы без усилий отделялись от цементного камня, а сам он при разрезании сползал с внутренней трубы, следовательно, "сцепления” цементного камня с поверхностью внутренней и наружной труб моделей не было;

на поверхности и разломах цементных колец имелись заполненные глинистым раствором каналы диаметром 1—7 мм и длиной более 1 м, а также раковины (рис. 48);

одинаковая плотность высушенного камня во всех моделях (1600 кг/м3) указывает на то, что изменение амплитуды акустических колебаний обусловливается, в основном, изменением состояния его контакта с металлической трубой.

Таким образом, на основе проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

подтверждается отсутствие “сцепления” между цементным камнем и покрытыми глинистой коркой трубами в скважин-ных условиях;

подтверждается возможность образования в цементном камне раковин и каналов, способных быть проводниками пластовых флюидов, но не обнаруживаемых акустическими исследованиями;

по данным акустических исследований возможно качественно дифференцировать состояние контакта цементного камня с колонной, которое является одним из основных факторов, определяющих степень герметичности заколонно-го пространства или возможность образования межпласто-вых перетоков (особенно газа) в нем.

На практике эффективность применения АКЦ ограничивается следующими основными факторами:

недостаточной информативностью регистрируемых в аналоговой форме параметров акустического сигнала Ак, Г и особенно Ап, не позволяющей в большинстве случаев достаточно уверенно определять состояние контакта цементного камня с породой, а иногда - и с колонной;

невозможностью выявления нарушений цементной оболочки с углом раскрытия относительно оси скважины менее 60°, а также разрывов ее сплошности, не превышающих рас-

136

Рис. 48. Каналы и раковины в цементном кольце

стояние от излучателя до приемника вследствие невысокой разрешающей способности АКЦ;

искажениями значений регистрируемых АКТ Т параметров при наличии в буровом растворе газа, эксцентриситете и перекосе скважинного прибора в колонне и др.;

невысокой точностью количественной интерпретации и сопоставимостью параметров А , А и Т вследствие нестабильности и неидентичности работы преобразователей, нелинейности измерительного тракта и различия “порогов” чувствительности АКТ Т.

Влиянием одного или нескольких из этих факторов мож-

137

но объяснить нередкие случаи несоответствия сделанных на основе интерпретации акустических цементограмм заключений о качестве цементирования скважин результатам их освоения. Поэтому в общем случае по данным одного АКЦ затруднительно однозначно судить о прямом показателе качества цементирования скважин — герметичности заколонного пространства.

3.2.4.2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДА АКУСТИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

О качестве цементирования скважин судят в основном по определяемым с помощью метода акустического контроля за цементированием косвенным показателям: состоянию контакта (или “сцепления”) с колонной (лишь иногда с породой) цементного камня и высоте подъема (или наличию) в зако-лонном пространстве превратившегося в камень тампонаж-ного раствора.

Однако сопоставление результатов интерпретации диаграмм АКЦ с промысловыми данными по скважинам различных нефтегазодобывающих районов страны и СНГ (Краснодарского и Ставропольского краев, Северо-Западной Сибири, Мангышлака, Узбекистана и др.) показывает, что нередко состояние контакта цементного камня с колонной и высота подъема тампонажного раствора определяются неоднозначно, а результаты испытаний скважин свидетельствуют о недостаточной достоверности оценки качества их цементирования только по этим показателям.

С целью выяснения причин неоднозначности определения косвенных показателей качества цементирования и недостаточной достоверности его оценки только по этим показателям были проведены теоретические и экспериментальные исследования, результаты которых и вытекающие из них направления проведенных усовершенствования метода акустического контроля за цементированием скважин изложены ниже.

3.2.4.3. ПОВЫШЕНИЕ РАЗРЕШАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ АКЦ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ СОСТОЯНИЯ КОНТАКТА ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ С КОЛОННОЙ

Из литературных источников, подтвержденных результатами проведенных исследований макетов зацементированных скважин, известно, что с помощью применяемой акустической аппаратуры типов АКЦ-4, СПАК-6 в режиме АКЦ, АК1-841 и др. каналы в цементном кольце или зазоры между ним и обсадной колонной в секторе с углом к оси скважины ме-

138

нее 60° не обнаруживаются. Это обусловлено тем, что акустические колебания, создаваемые круговым излучателем АКЦ, попадают в ее приемник со всех радиальных образующих периметра скважины, в том числе проходящих через дефект цементирования, а затем суммируются и осредняются (рис. 49, а).

Разрешающая способность аппаратуры акустического контроля за цементированием скважин к дефектам цементирования повышается при приеме акустических колебаний последовательно от каждого сектора периметра скважины, т.е. при сканировании, которое осуществляется либо вращением однонаправленного излучателя или приемника, либо того и другого вместе.

На основе возможности повышения разрешающей способности АКЦ путем “прослушивания” заколонного пространства скважины не одновременно по всему периметру, а последовательно по ее секторам, было разработано сканирующее устройство для аппаратуры акустического контроля за цементированием скважин [6, 94]. В разработанном сканирующем устройстве применен вращающийся вокруг приемника от электропривода с известным числом оборотов акустический экран, в котором имеется коллимационное окно.

При нахождении в секторе “прослушивания” дефекта цементирования в приемник АКЦ будут попадать акустические сигналы, прошедшие в основном через этот дефект с минимальными помехами (рис. 49, б).

Если угол раскрытия коллимационного окна сканирующего устройства будет меньше какого-то определенного значения для данной скорости вращения акустического экрана, то за один оборот акустического экрана часть периметра скважины остается неисследованной при постоянной для данной аппаратуры частоте следования акустических импульсов. Для исключения этого явления и повышения разрешающей способности устройства угол раскрытия а коллимационного окна должен определяться из выражения

а = w/f, (29)

где w — угловая скорость вращения акустического экрана, рад/с; / — частота следования акустических импульсов, Гц.

При скорости вращения акустического экрана, например, 60 об/мин и частоте следования акустических импульсов 25 Гц минимальный угол раскрытия коллимационного окна

а = w/f = лп/(60/) = 3,14-60/(30-25) = 0,25 рад.

139

Рис 49 ОпБеделение с помошью AKI1 без (X ) и со скаштлюшим уст-

ройством ( , %) зазора (канала) между колонной и цементным камнем с а < < 60°:

I - наличие контакта цементного камня с колонной (к), породой (п); II -частичный контакт цементного камня с колонной, породой; III — зазор (канал) между цементным камнем и породой

148

Полученное значение угла раскрытия коллимационного окна при скорости вращения экрана 60 об/мин обеспечит исследование всего периметра скважины.

На рис. 50 в двух проекциях схематически изображено разработанное сканирующее устройство для аппаратуры акустического контроля за цементированием скважин.

Устройство состоит из приемника 1 акустических колебаний, закрытого с торцов акустическим экраном 2, и акустического экрана 3 с коллимационным окном, вращающегося вокруг приемника 1 от электропривода 4.

Все устройство помещено в масляную камеру. Материалом для акустических экранов служила маслостойкая резина.

При определенной частоте следования запускающих импульсов излучатель акустических сигналов с такой же частотой повторения посылает акустические волны в окружающее его пространство. Дойдя до приемника акустических колебаний, только часть этих акустических волн проходит через коллимационное окно в акустическом экране и преобразуется в электрические колебания, которые после усиления передаются по кабелю в наземную панель и фиксируются в регистрирующем устройстве.

Были созданы и опробованы в моделях зацементированных скважин и в промысловых условиях два макета сканирующего устройства для акустической аппаратуры контроля за цементированием скважин (рис. 51). В качестве приемника был использован пьезокерамический преобразователь АКЦ. Преобразователь установлен на опоре, имеющей центральное отверстие для прохода вала электропривода. Опора крепится фторопластовым фланцем к корпусу 4 сканирующего устройства. На валу, проходящем через опору, находится акустический экран 6 с коллимационным окном, приводимым во вращение электроприводом, состоящим из электродвигателя 3 типа УАД и редуктора 5 от электродвигателя СД-2.

Электродвигатель, редуктор и вал соединены друг с другом кулачковыми муфтами. Электропривод и конденсатор электродвигателя находятся внутри корпуса 4, крепящегося через фторопластовый фланец к мосту 1 с резиновым уплотнением 2. Фторопластовые фланцы применены для уменьшения уровня акустического шума, хорошо распространяющегося по металлу.

Все сканирующее устройство помещено в герметичный стальной кожух (на рисунке не показан) с обрезиненной поверхностью. Акустический контакт рабочей поверхности приемника с окружающей средой создается жидкостью в кожухе.

149

Рис. 50. Схема сканирующего устройства для АКЦ

Рис. 51. Сканиоуюшее vctdohctbo для АКЦ:

1 — мост* 2 — dpihhort-jp колътта* 3 - электродвигатель' 4 - корпус сканирующего устройства' 5 - редуктор 6 - вращающийся акустический экран- 7 - приемник акустических колебаний

Сравнительные испытания на моделях колонна — цементное кольцо, имеющих искусственно созданные дефекты в цементном камне, показали, что разрешающая способность аппаратуры со сканирующим устройством увеличилась более чем в 2 раза. Кроме того, появилась возможность уточнять

150

изменение характера контакта цементного камня с колонной по периметру ствола скважины.

Результаты промысловых испытаний подтвердили повышение разрешающей способности АКЦ со сканирующим устройством к дефектам цементирования скважин.

В интервале 2400-2450 м скв. 320 Калужской площади (см. рис. 49) сопоставлены кривая Ак акустической це-ментограммы (,), фазокорреляционная диаграмма - ФКД („ — см. 3.2.4.4) и круговая акустическая цементограмма (%>), зарегистрированная с помощью сканирующего устройства.

По близкой к нулю кривой Ак цементограммы (см. рис. 49, ,) во всем интервале определяется наличие контакта цементного камня с колонной.

На фазокоррелограмме (см. рис. 49, „) прерывистость линий волн по колонне и по породе свидетельствует о частичном контакте цементного камня с колонной и породой, что не отмечалось на цементограмме вследствие малых значений амплитуд волн.

Периодические небольшие изменения Ак2 на круговой акустической цементограмме от 0 до 0,1 отн. ед. (см. рис. 49, %>) свидетельствуют об ухудшении состояния контакта цементного камня с колонной в одном и том же секторе ствола скважины, так как увеличение в этом секторе А^ до 0,1 отн. ед. и уменьшение \2 до 600 мкс указывают на частичность контакта цементного камня с колонной. В большем же секторе сечения ствола рассматриваемого интервала, в котором Ак2 близко к нулю, а \2 равно 1300 мкс (см. рис. 49, %), можно с уверенностью определить наличие контакта цементного камня с колонной.

Таким образом, применение АКЦ со сканирующим устройством позволило выявить сектор ствола скважины, на протяжении которого отмечается плохое качество цементирования, т.е. обнаружить потенциальный канал для межплас-товых перетоков за колонной, не выделяемый с помощью АКЦ без сканирующего устройства.

С целью повышения эффективности подавления волн-помех при одновременном уменьшении размеров акустического экрана сканирующего устройства было разработано техническое решение его усовершенствования [7].

Усовершенствование заключается в том, что звукоизолирующий корпус акустического экрана выполнен в виде двух коаксиально расположенных цилиндров, ограниченных с торцов дисками и кольцом, герметичная полость между ко-

151

торыми заполнена веществом, имеющим волновое сопротивление не более 42 г/(см2-с), например воздухом.

На рис. 52 показан разработанный акустический экран в разрезе.

Акустический экран содержит звукоизолирующий корпус, образованный коаксиально расположенными внешним 1 и внутренним 2 цилиндрами. С нижнего торца они герметично закрыты соответственно внешним 3 и внутренним 4 дисками. Верхний торец герметично закрыт кольцом 5. Внешний 1 и внутренний 2 цилиндры имеют вырез — коллимационное окно 6, торцы которого также герметично закрыты.

Образованная таким образом герметичная полость заполнена воздухом, который имеет очень малое волновое сопротивление, благодаря чему акустическая волна приводит к приемнику акустических колебаний АКЦ только через коллимационное окно, а волны-помехи с других сторон акустического экрана к нему не пропускаются.

Использование воздуха в акустическом экране дало возможность уменьшить его размеры, так как для эффективного подавления волн-помех достаточен воздушный зазор между цилиндрами 2 — 3 мм, а цилиндры могут быть изготовлены тонкостенными из многих материалов. Это, в свою очередь, позволило создать сканирующее устройство с меньшими

Рис. 52. Схема усовершенствованного акустического экрана сканирующего устройства для АКЦ в разрезе

152

размерами акустического экрана, чем внутренний диаметр кожуха скважинного прибора АКЦ.

Испытания изготовленного акустического экрана с воздушной прослойкой показали, что с его помощью повысилась эффективность подавления волн-помех, несмотря на то что толщина его стенок стала в три раза меньше, чем у ранее использованного акустического экрана.

С целью повышения информативности аппаратуры акустического контроля за цементированием скважин со сканирующим устройством было разработано техническое решение ее усовершенствования в направлении уточнения определения размеров, формы и азимутального распределения дефектов цементирования [13].

Усовершенствованная аппаратура акустического контроля за цементированием скважин со сканирующим устройством состоит из скважинного прибора и наземной панели, соединенных каротажным кабелем; при этом скважинный прибор включает схему согласования с каротажным кабелем, генератор токовых импульсов, излучатель, сканирующий приемник, электродвигатель и усилитель, причем излучатель подсоединен к генератору токовых импульсов, который подсоединен к схеме согласования с каротажным кабелем; электродвигатель механически связан со сканирующим приемником, выход последнего подсоединен к усилителю, подключенному к схеме согласования с каротажным кабелем, а наземная панель включает в себя схему согласования с каротажным кабелем, блок запуска излучателя, блок селекции сигналов, блоки измерения амплитуд продольной волны по колонне и по породе и каротажный регистратор; причем выход блока запуска излучателя подсоединен к схеме согласования с каротажным кабелем, выход которой подключен к блоку селекции сигналов, первый выход последнего соединен с входами блоков измерения амплитуд продольных волн, распространяющихся по колонне и по породе, выходы которых подключены к каротажному регистратору. Усовершенствованная аппаратура дополнительно содержит в скважинном приборе блок формирования синхроимпульсов полных оборотов приемника, а в наземной панели два электронно-лучевых индикатора, два генератора строчной развертки, два усилителя подсвета, два объектива и дополнительный фоторегистратор. При этом блок формирования синхроимпульсов полных оборотов приемника соединен с приемником, а выход его — со схемой согласования с линией связи, параллельно включенные входы синхронизации генераторов строчной развертки соединены с

153

вторым выходом блока селекции сигналов, а выходы генератора строчной развертки подключены к отклоняющим системам электронно-лучевых индикаторов. Выходы блоков измерения амплитуд продольных волн, распространяющихся по колонне и породе, дополнительно подключены через соответствующие усилители подсвета к модуляторам соответствующих электронно-лучевых индикаторов, которые с помощью объективов связаны с дополнительным фоторегистратором. На рис. 53 показана функциональная схема усовершенст-

Рис. 53. Функциональная блок-схема усовершенствованного устройства для акустического контроля за цементированием скважин

154

вованного устройства акустического контроля за цементированием скважин.

Скважинный прибор 1 содержит генератор 2 токовых импульсов, связанный с излучателем 3 и выходом схемы 4 согласования с каротажным кабелем, сканирующий приемник 5, механически связанный с электродвигателем 6 и блоком 7 формирования синхроимпульсов полных оборотов приемника и усилитель 8 сигнала, вход которого подключен к сканирующему приемнику 5, а выход — к входу схемы 4 согласования. Блок 7 формирования синхроимпульсов полных оборотов приемника подключен к входу схемы 4 согласования.

Наземная панель 9 содержит схему 10 согласования с каротажным кабелем, соединенную с выходом блока 11 запуска излучателя и входом блока 12 селекции сигналов, блоки измерения амплитуд продольной волны по колонне 13 и породе 14, входы которых запараллелены и подключены к первому выходу блока 12 селекции сигналов, каротажный регистратор 15, входы которого соединены с выходами блоков измерения амплитуд продольных волн, распространяющихся по колонне 13 и породе 14. Второй выход блока 12 селекции сигналов подключен к запараллеленным входам синхронизации генераторов 16 и 17 строчной развертки.

Выход генератора строчной развертки 16 подключен к отклоняющей системе электронно-лучевого индикатора 18, на модулятор которого подается напряжение с усилителя 19 подсвета, связанного с выходом блока 14 измерения амплитуды продольной волны, распространяющейся по породе. Выход генератора 17 строчной развертки подключен к отклоняющей системе электронно-лучевого индикатора 20, на модулятор которого подается напряжение с усилителя 21 подсвета, связанного с выходом блока 13 измерения амплитуды продольной волны, распространяющейся по колонне.

Изображения с экранов электронно-лучевых индикаторов 18 и 20 через объективы 22 и 23 проецируются на фотоноситель дополнительного фоторегистратора 24.

Скважинный прибор 1 подключен к наземной панели 9 через схему 4 согласования, каротажный кабель и схему 10 согласования.

Усовершенствованная аппаратура контроля за цементированием со сканирующим устройством работает следующим образом.

Синхроимпульсы, посылаемые с блока 11 запуска излучателя, расположенного в наземной панели 9, через схему 10 согласования, каротажный кабель и схему 4 согласования

155

запускают генератор 2 токовых импульсов в скважинном приборе 1. Импульсы тока возбуждают излучатель 3, который излучает пакеты ультразвуковых колебаний. Пройдя через буровой раствор, колонну, цементное кольцо и связанную с ним породу, акустические колебания попадают на сканирующий приемник 5, вращающийся с помощью электродвигателя 6, усиливаются усилителем 8 сигнала. Блок 7 формирования синхроимпульсов полных оборотов сканирующего приемника 5 вырабатывает импульсы при каждом его повороте на 360°, которые вместе с сигналом с выхода усилителя 8 и синхроимпульсами посылки через схему 4 согласования, каротажный кабель и схему 10 согласования поступает на вход блока 12 селекции, который служит для их разделения.

На входы блоков измерения амплитуд продольных волн, распространяющихся по колонне 13 и породе 14, поступает сигнал с первого входа блока 12 селекции. Измеренные параметры регистрируются в виде аналоговых кривых АКЦ на каротажном регистраторе 15. С второго выхода блока 12 селекции синхроимпульсы полных оборотов запускают генераторы 16 и 17 строчной развертки, которые осуществляют строчную развертку лучей электронно-лучевых индикаторов 18 и 20, длительность которой соответствует времени полного оборота сканирующего приемника 5. На модулятор электронно-лучевого индикатора 18 подается аналоговое напряжение, соответствующее изменению амплитуды продольной волны, распространяющейся по породе, а на модулятор электронно-лучевого индикатора 20 — аналоговое напряжение, соответствующее изменению амплитуды продольной волны, распространяющейся по колонне. На фотоносителе дополнительного фоторегистратора регистрируются две непрерывные по периметру скважины и глубине полутоновые картины, яркость которых характеризует состояние контакта цементного камня с колонной и состояние контакта цементного камня с породой.

Производя непрерывную одновременную регистрацию аналоговых кривых АКЦ, оборотов сканирующего приемника и полутоновых картин, можно получать наглядное представление об азимутальном распределении, размерах и форме дефектов цементирования, что повышает эффективность его контроля и позволяет более правильно выбрать технологию ремонтных работ в случае обнаружения дефектов цементирования скважины.

156

3.2.4.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ КОНТАКТА ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ С ПОРОДОЙ

Анализ промысловых материалов показывает, что и при наличии контакта цементного камня с колонной, по данным АКЦ нередко имеют место заколонные перетоки и газонеф-теводопроявления.

Одной из основных причин несоответствия данных АКЦ результатам освоения скважин является невозможность в большинстве случаев определения по регистрируемым с помощью АКЦ аналоговым кривым Ак, Ап и i состояния контакта цементного кольца (камня) с породой (стенками скважины), где могут образовываться зазоры, т.е. потенциальные каналы для межпластовых перетоков и газонефтеводопрояв-лений.

Так как только при наличии контакта цементного камня с колонной в приемник АКЦ поступают волны, распространяющиеся по породе, и наоборот, для определения наличия или отсутствия такого контакта необходимо достаточно четко выделять эти волны.

Анализ отечественной и зарубежной литературы, а также проведенные научно-исследовательские работы показывают, что наиболее четкое выделение акустических волн различных типов, в том числе волн, распространяющихся по породе, целесообразно производить в поступающем в приемник АКЦ полном акустическом сигнале (волновом пакете), который регистрируется дискретно по глубинам скважины в виде волновой картины (рис. 54).

Различные приставки к наземной аппаратуре АКЦ позволяют регистрировать одновременно с цементограммой полные акустические сигналы в виде волновых картин (ВК). Одной из модификаций таких приставок является акустический кинорегистратор (АКР) волновых картин, созданный в НИИморгеофизике и совместно с ВНИИКРнефтью внедрявшийся на месторождении Самотлор.

Эффективность применения АКР в комплексе с акустической аппаратурой контроля за цементированием показана на примере скв. 2558 [63, 87].

На рис. 55, $ представлены кривые цементограммы Ак, Ак, % а на рис. 55, ¦ — волновые картины в виде полуволн, зарегистрированные с помощью модернизированного АКР.

Время вступления продольной акустической волны, распространяющейся по колонне, х (см. рис. 55, •, 7), совпадает с началом “фиксированного” окна АКЦ, в котором измеряется амплитуда этой волны Ак (см. рис. 55, •, 8).

157

Рис. 54. Схема регистрации акустических сигналов {t) в виде волновых картин () и фазокорреляционных диаграмм (,) (по О.Л. Кузнецову)

Пунктиром на волновых картинах соединены импульсы срабатывания J1 плавающего” окна АКЦ (см. рис. 55, •)• Амплитуда, измеряемая в нем, регистрируется на цементограмме в виде кривой Ап, а сама пунктирная линия соответствует кривой 4- Непрерывной линией соединены моменты вступления продольной акустической волны по породе.

158

Рис. 55. Кривые акустической цементограммы (:) и волновые картины ( •) в интервалах скв. 2558 Самотлорской площади:

I - i; 2 - /д 3 - А^ 4 — масштаб записи кривой х 5 - линейный масштаб записи кривых Ак и А^ 6 - фактический масштаб записи Ак и А^ 7 — время вступления продольной акустической волны по колонне \; 8 — импульсы, соответствующие началу срабатывания плавающего окна А„; 9 - фактическое время вступления продольной акустической волны по породе

Верхний интервал скважины (30 — 45 м) характеризуется по цементограмме и волновым картинам наличием свободной, незацементированной колонны (см. рис. 55). В этом случае амплитуда продольной акустической волны, распространяющейся по колонне, максимальна, кривая Ап повторяет кривую Ак и поэтому не приводится, а i минимально и равно времени вступления продольной акустической волны, распространяющейся по колонне: 1 = 1к « 550 мкс.

В нижней части цементограммы среднего интервала

159

(1808-1812 м) наблюдается увеличение амплитуды продольной акустической волны, распространяющейся по колонне Ак и уменьшение времени % что указывает на частичность контакта цементного камня с колонной и отсутствие контакта его с породой. Однако анализ волновых картин в этом интервале (см. рис. 55, •) показывает, что увеличение Ак вызвано не продольной акустической волной, распространяющейся по колонне, а продольной акустической волной по породе, т.е. в этом случае имеется контакт цементного камня с “высокоскоростной” (плотной) породой, в которой скорость распространения продольной акустической волны близка к скорости распространения этой волны по колонне. Таким образом, в среднем интервале цементный камень контактирует как с колонной, так и с породой.

В нижнем интервале (1904 — 1908 м) на цементограмме (Ак = 0, Ап = 0,08 отн. ед., \ = max) отмечается наличие контакта цементного камня с колонной и частичного контакта его с породой (см. рис. 55, $). Однако несовпадение непрерывной и пунктирной линии на волновых картинах (см. рис. 55, •) указывает на то, что кривые Ап и Т не соответствуют фактической продольной акустической волне, распространяющейся по породе (сплошная линия на волновых картинах), т.е. свидетельствует о непригодности их для интерпретации. И лишь привлечение волновых картин позволяет судить о частичном контакте цементного камня с колонной и наличии его контакта с породой.

Нередко акустическая аппаратура контроля за цементированием скважин характеризуется нелинейностью амплитудной характеристики в диапазоне волновых сигналов от соответствующих качественно зацементированной до соответствующих свободной части колонны. Отсюда следует, что равномерный масштаб измерения амплитуд на акустических цементограммах может не соответствовать фактическому, особенно для больших значений Ак и Ап. В связи с этим возможны существенные ошибки при интерпретации как це-ментограмм, так и, хотя в меньшей степени, волновых картин.

С помощью АКР и специального ультразвукового датчика можно проводить оперативную проверку характера нелинейности амплитудной характеристики приемного тракта сква-жинного прибора АКЦ с кабелем и наземной аппаратурой, а также эталонировку значений регистрируемых амплитуд Ак и Ап, отнесенных к амплитуде волнового сигнала в свободной колонне.

160

Для этой цели после подъема прибора АКЦ из скважины на приемнике устанавливается датчик, который возбуждает ультразвуковой сигнал, равнозначный сигналу в свободной колонне данной скважины. Затем этот сигнал пять раз равномерно уменьшается до нуля делителем, вмонтированным в АКР. По пяти значениям соответствующих амплитуд, зафик-сированных регистрирующей аппаратурой, строится амплитудная характеристика всего приемного тракта. Измеренные и записанные значения амплитуд представляют собой фактический масштаб регистрации Ак и Ап в относительных единицах (1,0; 0,8; 0,6; 0,4; 0,2; 0) для скважины, исследованной данной аппаратурой.

Практические результаты эталонировки аппаратуры АКЦ с помощью АКР на скв. 2558 (фактический масштаб регист-рации Ак и Ап) (см. рис. 55, $) показывают, что амплитудная характеристика аппаратуры имеет непропорционально высокое усиление в области малых сигналов, а фактический масштаб записи кривых Ак и Ап имеет значительное отклонение от равномерного. Поэтому использование равномерного масштаба при подобной амплитудной характеристике может привести к ошибочному заключению об отсутствии контакта цементного камня с колонной в том интервале, где в дейст-вительности он имеется.

Таким образом, применение акустического кинорегистратора в комплексе с АКЦ позволяет без дополнительных спу-скоподъемных операций в скважине оценить состояние кон-такта цементного камня с породой, которое не определяется по аналоговым кривым АКЦ, уточнить характер контакта цементного камня с колонной, выявить и учесть искажающее влияние аппаратурных факторов и условий измерения, эталонировать нелинейный масштаб измерения амплитуд акусти-ческих сигналов, т.е. существенно повысить эффективность оценки качества цементирования скважин по данным АКЦ.

Однако дискретность регистрации с помощью акустичес-кого кинорегистратора волновых картин по глубинам снижает эффективность их использования при сопоставлении и совместной интерпретации с цементограммой или другими материалами ГИС. Поэтому попадающие в приемник АКЦ акустические сигналы более удобно регистрировать непрерывно по глубине скважины (аналогично геофизическим диаграммам) в виде фазокорреляционной диаграммы, являющей-ся проекцией точек перехода волновой картины от фаз од-ной полярности в другую на плоскость в координатах време-ни и глубины скважины (см. рис. 54, ,).

161

Фазокорреляционные диаграммы могут регистрироваться и интерпретироваться как отдельно, так и в комплексе с аналоговыми кривыми цементограмы: Ак, Ап, \; последнее существенно повышает информативность и достоверность оценки качества цементирования скважин [57, 69].

Комплексная интерпретация сводится к совместному рассмотрению и анализу кривых акустической цементограммы и фазокоррелограммы. При это извлекается следующая геофизическая информация.

По кривым АКЦ (Ак, Ап и 5) определяют количественные значения амплитуды продольной акустической волны, распространяющейся:

по колонне в относительных единицах;

по породе в тех интервалах глубин скважины, где показания кривой \ цементограммы совпадают с временем вступления выделенной на фазокоррелограмме волны, распространяющейся по породе.

По ФКД определяют количественные значения:

времени вступления волн, распространяющихся по колонне и по породе (включая продольные и поперечные);

длительности периодов волн всех указанных типов.

При разделении волн различных типов на фазокоррелограмме необходимо пользоваться кинематическими, частотными и корреляционными признаками.

Продольная акустическая волна, распространяющаяся в свободной (незацементированной) колонне, по кинематическому признаку характеризуется известной скоростью распространения упругих волн в стальной трубе, составляющей примерно 5300 м/с, и постоянством этой скорости. По частотному признаку ее характеризует постоянная частота, близкая к частоте излучателя (ввиду практического отсутствия фильтрационных свойств свободной колонны а рабочем диапазоне частот), которая для аппаратуры АКЦ-4 и СПАК-6 составляет около 25 кГц.

По корреляционному признаку волна, распространяющаяся по свободной колонне, с учетом первых двух признаков будет предоставлена на ФКД рядом параллельных прямых линий фазовой корреляции (ЛФК) с одинаковым расстоянием между ними и характерными сдвигами на муфтовых соединениях.

Продольная акустическая волна, распространяющаяся в породе, по кинематическому признаку характеризуется различной скоростью распространения упругих колебаний в разных породах, пересеченных скважиной.

162

Частотный признак волны, распространяющейся по породе, обусловлен фильтрующим свойством пород. Так как тер-ригенные породы в основном отфильтровывают высокочастотные составляющие спектра сигнала, то проходящие через них волны, как правило, характеризуются пониженной частотой, по сравнению с волнами, распространяющимися по колонне.

По корреляционному признаку выделять волны, распространяющиеся по породе, удобно на границах пластов, где с глубиной наблюдается изменение интервального времени прохождения акустического сигнала, которое вызывает наклон линий фазовой корреляции, причем угол наклона зависит от скорости изменения интервального времени (для поперечных волн он всегда больше, чем для продольных). Если в интервале рассматриваемой скважины выделяется и волна, распространяющаяся по колонне, то линии ее фазовой корреляции останутся параллельными и прямолинейными.

Следует учитывать, что время вступления волн, распространяющихся по буровому раствору, превышает 1200 мкс.

Ниже изложены основы комплексной интерпретации зарегистрированных с помощью аппаратуры АКЦ-4 фазокор-релограммы и акустической цементограммы (комплексной диаграммы) на примерах отдельных интервалов скважин Са-мотлорской площади.

В незацементированной части обсадной колонны почти вся акустическая энергия распространяется по колонне, а акустическая связь с породой отсутствует. Появляется она лишь в случае прилегания незацементированной обсадной колонны к стенке скважины.

На комплексной диаграмме (рис. 56) незацементированная часть обсадной колонны характеризуется:

наличием на nTaN всех линий фазовой корреляции продольной акустической волны, распространяющейся по колонне (прямых параллельных линий в левой части фазокор-релограммы с одинаковым расстоянием между ними, равным во временном масштабе 40 мкс — периоду акустических колебаний с частотой 25 кГц);

характерным сдвигом ЛФК на муфтовых соединениях;

отсутствием на фазокоррелограмме ЛФК продольной акустической волны, распространяющейся по породе (если колонна не прилегает к стенке скважины);

наличием на фазокоррелограмме ЛФК продольной акустической волны, распространяющейся по породе (если колонна прилегает к стенке скважины);

163

Рис. 56. Комплексная диагоамма в интеовале свободной (незаиемен-тированной) обсадной колонны

максимальным значением амплитуды А на цементограмме, причем кривая А повторяет кривую А ;

небольшим увеличением времени Г и уменьшением амплитуд акустической волны А и А на цементограмме против муфтовых соединений колонны; *

временем пробега акустических колебаний % равным времени распространения волны по колонне \.

164

По характеру ЛФК ФКД, зарегистрированной в свободной (незацементированной) колонне, можно судить о центрировании скважинного прибора в колонне. При хорошем его центрировании все вступления волны, распространяющейся по колонне, представлены рядом параллельных прямых год , при плохом — волнистыми.

Характерное смещение ЛФК на фазокоррелограмме против муфтовых соединений свободной колонны вызывается отражениями акустического сигнала от разрывов ее сплошности, причем протяженность смещения равна расстоянию между приемником и излучателем скважинного прибора.

Однако необходимо учитывать, что аналогичными признаками на комплексной диаграмме может характеризоваться и некачественно зацементированная колонна:

с отсутствием контакта (наличием зазора) между ней и цементным кольцом;

с разрывом сплошности цементного кольца больше длины акустического зонда;

с каналом в цементном кольце или зазором между ним и колонной с большим углом раскрытия по отношению к оси скважины.

При наличии контакта цементного камня с колонной и породой акустическая энергия полностью передается от колонны через цементный камень породе.

Поэтому амплитуда акустической волны, распространяющейся по колонне, Дк уменьшается до нулевых значений, а амплитуда волны, распространяющейся по породе Дп, в некоторых случаях имеет максимальное значение, зависящее от петрофизической характеристики породы.

Таким образом, наличие контакта цементного камня с колонной и породой на комплексной диаграмме (рис. 57) характеризуется :

отсутствием на ФКД первых или всех вступлений ЛФК продольной акустической волны, распространяющейся по колонне (прямых параллельных линий с одинаковым расстоянием между ними);

нулевыми значениями Ак на АКЦ;

наличием на ФКД ЛФК продольной акустической волны, распространяющейся по породе (извилистых ломаных линий с расстоянием между ними во временном масштабе более 40 мкс);

повторением кривой интервального времени Тп цементо-граммы конфигурации ЛФК на ФКД первых вступлений продольной акустической волны, распространяющейся по породе.

165

Рис. 57. Комплексная диаграмма в интервале камня с колонной и породой

плотного контакта цементного

Акустическая волна, распространяющаяся по породе, обычно четко выделяется на ФКД своими характерными на-клонами и извилистостью линий фазовой корреляции, так как интервальное время пробега волны по породе изменяется с глубиной скважин при переходе через границы пластов. Конфигурация ЛФК волны распространяющейся по породе хорошо коррелируется с временной кривой акустического каротажа, проведенного в открытой скважине. Кроме того,

166

благодаря влиянию эффекта частотной фильтрации в породах, частота акустического сигнала, распространяющегося по породе (кроме очень плотных “высокоскоростных” пород), обычно ниже частоты сигнала, распространяющегося по колонне, т.е. расстояние между его линиями фазовой корреляции (пропорциональное периоду акустических колебаний) больше, чем для волны, распространяющейся по колонне.

При наличии контакта цементного камня с колонной и “высокоскоростной” (плотной) породой продольная акустическая волна, распространяющаяся по породе, может иметь скорость большую, чем продольная акустическая волна, распространяющаяся по колонне, или близкую к ней. Поэтому в качестве первых вступлений в приемник скважинного прибора может попадать волна, распространяющаяся по породе, амплитуда которой и будет зарегистрирована каналом Ак АКЦ.

Поэтому интерпретация в “высокоскоростном” разрезе скважины одной цементограммы без ФКД затруднена и в таких случаях для повышения точности и надежности результатов ее нужно сопоставлять с данными акустического каротажа, проведенного в открытом стволе скважины.

На фазокоррелограмме протяженные интервалы, представленные плотными “высокоскоростными” породами, четко выделяются по кинематическому, частотному признакам и по отсутствию характерных сдвигов ЛФК на муфтовых соединениях, а тонкие пропластки — по резкому изменению наклона ЛФК, т.е. по корреляционному признаку.

Наличие контакта цементного камня с колонной и “высокоскоростной” (плотной) породой на комплексной диаграмме (рис. 58) характеризуется:

отсутствием на фазокоррелограмме ЛФК продольной акустической волны, распространяющийся по колонне (прямых параллельных линий);

наличием ЛФК продольной акустической волны, распространяющейся по плотной породе (коррелирующих с акустическим разрезом скважины ЛФК вступлений волны, достигающих и иногда превышающих по скорости распространения первые вступления волны, распространяющейся по колонне);

значениями Ак на цементограмме, отличными от нулевых значений;

повторением кривой интервального времени \ цементограммы конфигурации ЛФК на фазокоррелограмме первых вступлений продольной акустической волны, распространяющейся по породе.

167

Рис. 58. Комплексная лиагоамма в интеивалах А и А плотного контакта цементного камня с колонной и “высокоскоростной” (плотной) породой

Ори наличии контакта цементного камня с колонной и отсутствии контакта его с породой акустическая волна практически не попадает в породу, а почти полностью затухает в цементном камне, что обусловливает минимальные или нулевые значения амплитуд волн, распространяющихся по колонне и породе.

Наличие контакта цементного камня с колонной и отсут-

168

ствие контакта его с породой на комплексной диаграмме (рис. 59) характеризуются:

отсутствием на ФКД ЛФК продольной акустической волны, распространяющейся по колонне, и ЛФК продольной акустической волны, распространяющейся по породе;

неинформативной кривой Ап цементограмы в этом случае;

нулевым значением амплитуд Ак на цементограмме и максимальным \.

Рис. 59. Комплексная диаграмма в интервале А плотного контакта цементного камня с колонной и отсутствия контакта с породой и в интервале А частичного контакта цементного камня с породой

169

Однако отсутствие на комплексной диаграмме продольной акустической волны, распространяющейся по породе, может быть обусловлено не только слабой акустической связью цементного камня с породой, но и большим затуханием акустического сигнала в породе при наличии контакта цементного камня с высокопористой или трещиноватой (“низкоско-ростной”) породой. Поэтому для уточнения интерпретации комплексной диаграммы в этом случае необходимо знать значение затухания акустического сигнала в породе или зарегистрировать фазокоррелограмму в открытом стволе скважины.

Подобная же картина затухания может быть получена, если в заполняющей колонну жидкости имеется газ. Но в этом случае отсутствие акустического сигнала должно иметь место на значительном участке диаграммы, а не в небольшом интервале.

Частичный контакт цементного камня с колонной с наличием контакта его с породой создается вследствие образования зазоров между цементным кольцом и колонной как по ее неполному периметру, так и по протяженности участка ствола скважины.

Акустическая связь цементного камня с породой в этом случае полностью не нарушена. Частичный контакт цементного камня с колонной и породой на комплексной диаграмме (рис. 60) характеризуется:

наличием ЛФК продольной акустической волны, распространяющейся по колонне (прерывистых прямых параллельных линий с периодом чередования 40 мкс);

наличием линий фазовой корреляции продольной акустической волны, распространяющейся по породе (извилистых ломаных линий с периодом чередования более 40 мкс), причем время их первых вступлений определяется только по фа-зокоррелограмме; кривые Ак и \ цементограммы в этом случае неинформативны;

значениями Ак на цементограмме, отличными от нулевых значений.

Под частичным контактом цементного камня с колонной и породой подразумевается отсутствие сплошности цементного кольца или его контакта с колонной и стенкой скважины как по ее периметру, так и по протяженности, обусловленной односторонним распространением цементного камня или дефектами цементирования. Поэтому при регистрации акустического сигнала волна, распространяющаяся по породе, прослеживается только в зонах контакта цементного камня с колонной и породой.

170

Рис. 60. Комплексная лиагоамма в интеовале А частичного контакта немент-ного камня с колонной и плотного контакта с породой

Частичный контакт цементного камня с колонной и породой по комплексной диаграмме (рис. 61) характеризуется:

как отсутствием, так и наличием на фазокоррелограмме ЛФК продольной акустической волны, распространяющейся по колонне (как сплошных, так и прерывистых прямых линий фазовой корреляции с периодом 40 мкс);

наличием на участках контакта цементного камня с поро-

171

Рис. 61. Комплексная лиагоамма в интеовале А частичного контакта немент-ного камня с колонной и частичного контакта с породой

дой ЛФК акустической волны, распространяющейся по породе (извилистых прерывистых линий с периодом более 40 мкс)-

значениями Ак на цементограмме, отличными от нулевых значений-

неинформативными кривыми Ак и \ цементограммы, так как Ак * 0.

172

Преимущества комплексной интерпретации ФКД и кривых Ак и \ иллюстрирует рис. 62, на котором представлены АКЦ и ФКДГ зарегистрированные в скв. 320 Калужской площади Краснодарского края.

В интервале глубин 420 — 450 м на цементограмме зарегистрированы максимальные значения амплитуды продольной акустической волны, распространяющейся по колонне, Ак и время i, соответствующее времени \ распространения продольной акустической волны по колонне («600 мкс). Значения

Рис. 62. Комплексная диагоамма, заоегистоиоованная АКЦ с блоком Фазо-корреляционного каротажа в скв 320 Калужской площади:

I - отсутствие контакта цементного камня с колонной (к) и породой (п)-

II - частичный контакт цементного камня с колонной и породой; III -наличие контакта цементного камня с колонной и породой

173

параметров цементограммы достаточно четко характеризуют “свободное” (незацементированное) состояние колонны на этом участке.

Лишь незначительное уменьшение амплитуды на кривой Aк против муфтовых соединений колонны свидетельствует о нелинейности приемного тракта АКЦ в области больших сигналов, что подтверждается результатами эталонирования с помощью АКР и ультразвукового датчика масштаба записи этой кривой, показанного над цементограммой (см. рис. 62).

На фазокоррелограмме интервал 420-450 м (см. рис. 62) отмечается, начиная с первого вступления 1 продольной акустической волны, распространяющейся по колонне, практически параллельными прямыми линиями фазовой корреляции с характерными сдвигами вправо на муфтовых соединениях. Волнистость ЛФК последующих вступлений объясняется фазовыми искажениями, в том числе вызываемыми отраженными от муфтовых соединений волнами. Расстояние между линиями фазовой корреляции практически одинаково и равно 40 мкс — периоду акустических колебаний, проходящих от излучателя к приемнику по незацементированной части колонны.

В интервале глубин 1490-1530 м (см. рис. 62) амплитуда Ак уменьшена до 0,3 — 0,6 отн. ед., а на муфтовых соединениях — до 0,15 — 0,3 отн. ед., время i по-прежнему равно \ = 600 мкс, т.е. по данным цементограммы затруднительно судить о характере связи колонны с породой.

На фазокоррелограмме в верхней и нижней частях этого интервала довольно четко прослеживаются линии фазовой корреляции продольной акустической волны, распространяющейся по породе, 2. Распространяющаяся по породе волна характеризуется увеличением периода акустических колебаний и нарушением прямолинейности, вызванным изменением скорости распространения упругих волн по разрезу скважины.

Так как по другим данным известно, что в рассматриваемом интервале скважины нет цемента, то колонна в этих частях ствола либо лежит на стенке скважины, либо привалена обрушенной со стенок скважины породой. Отсутствие продольной акустической волны, распространяющейся по породе, в интервале 1495-1520 м (см. рис. 62) обусловлено недостаточной плотностью контакта колонны с породой.

В интервале 2110 — 2120 м частичного контакта цементного камня с колонной по цементограмме, где значения Ак и Ап менее 0,2 отн. ед., а % изменяется скачкообразно (от 600 до 1800 мкс), судить о контакте цементного камня с породой

174

практически невозможно (см. рис. 62). Однако на фазокор-релограмме этого интервала, несмотря на большое количество линий фазовой корреляции продольной акустической волны, распространяющейся по колонне, отчетливо выделяются ЛФК продольной акустической волны, распространяющейся по породе, характеризующие наличие такого контакта. Эти ЛФК отличаются большим, чем 40 мкс, периодом чередования колебаний и хорошей корреляцией с акустическим разрезом скважины.

В интервале наличия контакта цементного камня с колонной 2460-2480 м (Ак = 0) по цементограмме нельзя сделать заключение о состоянии контакта цементного камня с породой (см. рис. 62).

По фазокоррелограмме в этом интервале достоверно выделяется уплотненный пласт с увеличенной скоростью распространения акустической волны в нем, что свидетельствует о наличии контакта цементного камня с породой. Одновременно на фазокоррелограмме во всем интервале прослеживаются ЛФК продольной акустической волны, распространяющейся по колонне (амплитуды ее малы, и поэтому она не отмечается на цементограмме), характеризующие частичность контакта цементного камня с колонной.

Вышеизложенное показывает, что комплексная интерпретация цементо- и фазокоррелограммы позволяет достаточно оперативно получать более подробную и достоверную, чем интерпретация одной цементограммы, информацию о качестве цементирования скважин, т.е. определять наличие и отсутствие контакта цементного камня с породой и уточнять состояние контакта цементного камня с колонной.

С целью повышения технико-экономической эффективности акустического контроля за цементированием скважин в направлениях улучшения сопоставимости ФКД с кривыми Ак и % а также сокращения спускоподъемных операций в скважине были разработаны и внедрены в производство сначала комплексные каротажные регистраторы, а затем — прошедшие приемочные испытания в б. Миннефтепроме и б. Мингео серийно выпускавшиеся приставки к панели управления АКЦ в виде блока фазокорреляционного каротажного (БФК) и блока фазокорреляционного модернизированного (БФКА) с амплитудным модулированием и комбинированной временной разверткой (рис. 63, 64, 65) [18, 48, 57, 103]. Применение этих устройств позволяло производить одновременную регистрацию ФКД и кривых Ак и 1цементограммы на одной каротажной ленте, т.е. решать поставленную задачу.

175

Рис. 63. Электрическая функциональная схема АКЦ с БФК:

1 - мультивибратор задержки запуска генератора; 2 - генератор ключевой; 3 - усилитель синхронизации; 4 -мультивибратор задержки развертки! 5 - генератор пилы; 6 - усилитель парафазный; 7 - усилитель предварительный; 8 - формирователь импульса и ключ запрета подсвета; 9 - усилитель выходной подсвета; 10 - ЭЛТ проекционная; 11 -линза цилиндрическая! 12 - имитатор акустический

Рис. 64. БФК:

1 — основная панель;

2 - регистрирующий узел; 3 - выносной ультразвуковой датчик

Рис. 65. БФКА

Рис. 66. Структурная схема приставки к АКЦ “Волна”

Накопленный опыт совместной регистрации и интерпретации АКЦ и ФКД в скважинах различных нефтегазодобывающих районов страны и СНГ позволил разработать и внедрить методики контроля цементирования с помощью АКЦ с БФКА для геолого-технических условий строительства скважин нефтегазовых месторождений Краснодарского и Ставропольского краев, Главтюменнефтегаза, Оренбургнефти, Пермнефти, Узбекистана, Уренгойгаздобычи и Севергазпро-ма [54, 55, 51, 74, 83].

На основе результатов внедрения АКЦ с БФКА, методик их применения и интерпретации получаемых данных, была разработана, серийно изготовлена и внедрена в производство более совершенная, чем БФКА, приставка к АКЦ - J1 Волна" с расширенными функциональными возможностями, в том числе — регистрации прямых и отраженных акустических волн [17, 60, 99].

На рис. 66 показана структурная схема усовершенствованного устройства регистрации фазокорреляционных диаграмм - приставки к АКЦ "Волна"; на рис. 67 - функциональная схема его узла автоматического переключения скорости развертки строки; на рис. 68 — временные диаграммы работы устройства регистрации фазокорреляционных диаграмм.

Устройство регистрации фазокорреляционных диаграмм (см. рис. 66) содержит: формирователь информационного

178

Рис. 67. Функциональная схема узла автоматического переключения скорости развертки строки приставки "Волна”

сигнала 1, узел 2 синхронизации, регистрирующее устройство 3, генератор 4 развертки строки, узел 5 автоматического переключения скорости развертки строки.

Узел автоматического переключения скорости развертки строки (см. рис. 67) содержит формирователи 6,..., 8,..., (20+ 4) временных интервалов с регуляторами установки длительности интервалов ё1г ё3,..., ё2о-п, а также коммутируемые формирователи 7, 9,..., (20+5 ) скорости развертки с регуляторами установки скорости развертки строки ё2г ё4,...г бьл (где о = 1, 2, 3,... — числа натурального ряда).

Выход формирователя информационного сигнала 1 соединен с первым (модуляционным) входом регистрирующего устройства 3, второй вход которого (вход отклонения луча) соединен с выходом генератора 4 развертки строки, первый вход которого (вход запуска) соединен с выходом узла 2 синхронизации, а второй вход (вход задания скорости развертки строки) — с выходом узла 5 автоматического переключения скорости развертки строки, вход которого соединен с выходом узла 2 синхронизации (см. рис. 66). В узле автоматического переключения скорости развертки строки (см. рис. 67) вход первого формирователя 7 временного интервала соединен с выходом узла 2 (см. рис. 66) синхронизации, а вход каждого последующего — с выходом предыдущего,

179

Рис. 68. Временные диаграммы работы приставки “Волна”

кроме того, выходы формирователей 7, 9,..., (20+ 5) временных интервалов соединены с входами соответствующих им формирователей 6, 8,..., (20+4 ) скорости развертки строки, а выходы последних соединены со входом задания скорости развертки строки генератора 4 развертки строки.

Устройство работает следующим образом.

С выхода аппаратуры акустического контроля за цементированием на вход формирователя 1 информационного сигнала поступает электрический аналог полного акустического сигнала “t" (см. рис. 66), а на вход узла 2 синхронизации поступает синхроимпульс (СИ) После прихода синхроимпульса узел 2 синхронизации запускает генератор 4 развертки стро-

180

ки и узел 5 автоматического переключения скорости развертки строки. Длительность временных интервалов \х—\2, i2- %,,..., iO-i п + 1, в которых ведется запись ФКД, задается регуляторами ё2, ё4,..., ё^ формирователей 6, 8,..., (20+4 ) временных интервалов, выполненных по схеме жд,щих мультивибраторов. Временные диаграммы (см. рис. 68, „ „, Ко, А) показывают сигналы на выходе формирователей. Положительные импульсы формирователей временных интервалов подключают поочередно формирователи 6, 8,..., (20+4) 0 короста развертки строки, выполненные по схеме регулируемых источников стабильного тока на транзисторах с регуляторами тока ё1г ё3,..., ё(2о_ 1), к зарядной емкости на входе задания скорости развертки строки генератора развертки строки 4, на входе которого формируется напряжение развертки (см. рис. 68, Ё) нарастающее с различной скоростью Vlr V2, V3,..., Vn в различных временных интервалах. Это напряжение разворачивает строку регистратора 3 по тому же закону. Одновременно входной сигнал “$" преобразуется формирователем информационного сигнала 1 в короткие импульсы подсвета (см. рис. 68, •) сформированные по положительным (отрицательным) переходам сигнала “$” через нуль. При протягивании каротажной ленты регистратора 3 отдельные точки сливаются в виде линий фазовой корреляции.

Головные волны прямого акустического сигнала Aj во временном интервале \— \ записываются со скоростью развертки строки Vlr поперечные волны прямого акустического сигнала А2 во временном интервале \— % — со скоростью V2, а отраженные акустические сигналы А3,..., АО во временных интервалах %— %..., 10— з§ + 1 — со скоростями V3,..., Vn. В результате этого головные и поперечные волны прямого акустического сигнала А1г А2 регистрируются на бумаге с достаточной разрешающей способностью для интерпретации. В то же время отраженные акустические сигналы А3,..., Ад, записанные в более мелком масштабе, могут быть использованы для интерпретации временных и амплитудных параметров.

Применение усовершенствованного устройства регистрации фазокорреляционных диаграмм “Волна" по сравнению с существующими дает возможность более детальной и достоверной оценки качества цементирования скважин, позволяя, кроме определения состояния контакта цементного камня с породой и уточнения состояния контакта его с колонной, более надежно определять высоту подъема тампонажных растворов (в том числе облегченных и аэрированных) за об-

181

садными колоннами на ранних стадиях формирования цементного камня (см. 3.2.4.5).

С 1986 г. приставка к АКЦ “Волна” внедрялась в производственных объединениях: “Пермнефтегеофизика”, "Актю-бинскнефть", “Эмбанефтегеофизика", “Западнефтегеофизи-ка”, “Куйбышевнефтегаз”, “Саратовнефтегеофизика", "Арк-тикморнефтеразведка", в трестах “Северспецбургаз”, “Север-газгеофизика" и других с общим числом исследованных скважин более 1100.

На базе результатов внедрения методик применения АКЦ с БФКА в различных нефтегазодобывающих районах России и СНГ [53, 54, 55], а также использования более совершенной, чем АКЦ-1 или АКЦ-4 с БФКА, немецкой аппаратуры акустического контроля за цементированием скважин "УЗБА" с приставкой “Волна”, была разработана “Технология контроля цементирования скважин с применением регистраторов фазокорреляционных диаграмм” в виде РД 39-0147009-534-87 для предприятий •. Миннефтепрома, которая затем в пе- реработанном варианте была утверждена в качестве

РД 51-133-88 для предприятий б. Мингазпрома [97, 98].

В настоящее время для применения этой технологии целесообразно использовать различные модификации аппаратуры широкополосного акустического каротажа (АКШ) с цифровой регистрацией полного акустического сигнала в комплексе с цифровыми каротажными регистраторами “Триас” или более совершенными полевыми вычислительными комплексами ПВК-1 и ПВК-2 [58].

3.2.4.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫСОТЫ ПОДЪЕМА ОБЛЕГЧЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВАЖИН

Облегченные тампонажные растворы (ОТР) широко применяются при строительстве скважин, составляя не менее 30 % объема используемых тампонажных материалов. Основным фактором, определяющим эффективность применения ОТР, является их меньшая, чем у портландцемента, плотность, позволяющая в сложных геолого-технических условиях (большая глубина, аномально низкие пластовые давления или невысокие градиенты давления гидравлического разрыва пластов) поднимать цементный раствор в заколонном пространстве скважины до проектный глубины.

Наиболее часто в качестве ОТР используют цементно-бентонитовые смеси (гельцемент), так как добавка бентонитовой глины к портландцементу позволяет уменьшить плотность тампонажного раствора за счет увеличения содержания

182

воды, в то лее время снижая прочность образующегося цементного камня и замедляя процесс его формирования, особенно при невысоких температурах. Аналогичными свойствами характеризуются и другие облегченные тампонажные материалы.

Однако меньшие у ОТР, чем у портландцемента, выделение тепла при схватывании, плотность, а также скорость формирования цементного камня и его прочность обусловливают возможность занижения, по сравнению с фактическими, определяемых по данным термометрии, гамма-гамма- и акустического методов контроля за цементированием скважин значений высоты подъема (наличия) облегченных тампо-нажных растворов в заколонном пространстве скважин.

С целью подтверждения возможности занижения, по сравнению с фактическими, определяемых по данным АКЦ значений высоты подъема ОТР были выполнены исследования на созданных (схематически представленных на рис. 69, $) разборных макетах скважин, зацементированных при различных температурах (от 10 до 65 °С) гельцементами и облегченными цементами плотностью от 1300 до 1700 кг/м3, а также портландцементом [22, 75].

В период ожидания затвердения тампонажных растворов с помощью АКЦ и весов Михаэлиса неоднократно одновременно определялись значения относительной амплитуды акустической волны, распространяющейся по обсадной трубе макета, Ак отн = Ак/Ак тах (где Ак тах — значение Ак в свободной (незацементированной) трубе, которые характеризуют состояние контакта цементного камня с обсадной трубой как функцию его упругопрочностных свойств) и прочности на изгиб оизг цементных образцов, находившихся в одинаковых с макетом скважины температурных условиях (в термостате макета).

Из графически представленных результатов (рис. 69, •) части проведенных комплексных исследований макетов скважин следует, что чем меньше плотность ОТР и ниже температура цементирования, тем через более длительный период времени облегченный цементный камень наберет достаточную прочность для образования такого состояния контакта его с обсадной трубой, при котором Ак отн снизится до значения, менее 0,8, соответствующего наличию цементного камня за колонной по данным АКЦ.

В табл. 11 представлены значения прочности на изгиб портланд- и гельцементного камня, определенные на весах Михаэлиса, и Ак отн, а также характеристика состояния кон-

183

Рис. 69. Схема и результаты временных исследований с помощью АКЦ и весов Михаэлиса макетов скважин после цементирования портландцементом и ОТР:

I — обсадная труба; II — цемент; III — вода; IV — кожух; V — индикатор температуры; VI — термостат, VII — блок питания; VIII — панель АКЦ; П - приемник; И — излучатель; о — кривые изменения значений Ак отн и аизг во времени после цементирования макеров: портландцементом плотностью 1820 кг/м3 при 15 °С (1, Г), гельцементом плотностью 1520 кг/м3 при 15 °С (2, 2'), 1450 кг/м3 при 20 °С (3, 3'), 1450 кг/м3 при 15 °С (4, 4'), 1450

кг/м3 при 10 °С (5, 5')

такта его с обсадной трубой по данным АКЦ через 1,5 сут после цементирования макетов скважин (средний срок замера АКЦ в промысловых условиях) при температуре от 10 до 20 °С.

184

it • IE~t 11

Тампонажный материа

Номера

кривых

(см. рис.
Тип

69, )

1, 1
Портландце-

мент

2', 2
Гельцемент

3', 3
”

4', 4

5', 5
”

Плотность, кг/м3
Температура цементирования, °С

1820
15

1550
15

1450
20

1450
15

1450
10

о„г, МПа

0,80

0,15 0,10 0,05

0,00

Ao-rn

0,35 0,7 0,9

1,00

Состояние контакта цементного камня с обсадной трубой макета скважины по данным АКЦ

0,00 Наличие

Частичное

Практически

отсутствует

Отсутствует

Из представленных данных (см. табл. 11) следует, что образовавшийся в затрубном пространстве макета скважины через 1,5 сут после цементирования при температуре от 10 до 20 °С тампонажный камень отмечается по кривой Ак отн

из портландцемента (при температуре 15 °С) — наличием контакта с обсадной трубой (Акотн = 0)

из гельцемента плотностью 1550 (при температуре 15 °С) плотностью 1450 кг/м3 (при температуре 20 °С) — частичным контактом с обсадной трубой (Акотн = 0,35 и AI отн = 0,7)

из гельцемента плотностью 150 кг/м3 (при температуре 15 и 10 °С) — отсутствием контакта с обсадной трубой (Акотн = 0,9 и Акотн = 1), т.е. практически не выделяется по кривой

Ак отн.

Поэтому, если в скважинных условиях верхняя пачка гельцемента будет характеризоваться такими же или еще более низкими значениями плотности и температуры цементирования, то она из-за отсутствия контакта с колонной не будет обнаружена в заколонном пространстве с помощью АКЦ через 1,5 сут после цементирования, а следовательно, будет занижена верхняя граница распространения цемента за колонной.

Смешивание в скважине верхней пачки гельцемента или облегченного цемента для горячих скважин (ОЦГ) с буровым раствором и образование глинистой пленки на наружной поверхности обсадных труб еще больше ослабляют контакт образующегося тампонажного камня с колонной, увеличивая верхний интервал заколонного пространства с необнаружи-ваемым по данным АКЦ облегченным цементом.

Следовательно, для определения с помощью АКЦ фактической высоты подъема ОТР было необходимо производить повторный замер через больший, чем 1,5 сут, период време-

185

ни, что приводило к дополнительным затратам и простоям скважин.

Актуальность предотвращения длительных простоев скважин в несколько суток, а при низких (меньше 5—10 °С) температурах, например в интервалах многолетнемерзлых по-род, — в несколько десятков суток (в течение которых облегченный цементный камень в заколонном пространстве наберет достаточную прочность для обнаружения его с помощью АКЦ) обусловила необходимость разработки метода, позволяющего определять высоту подъема ОТР через период времени, не больший, чем для определения высоты подъема портландцементного раствора.

В работах Д.А. Крылова и других исследователей была показана возможность усовершенствования акустического метода контроля за цементированием скважин для определения высоты подъема облегченных тампонажных растворов за обсадными колоннами скважин [51]. Усовершенствование заключается в том, что регистрируется только часть испускаемых излучателем АКЦ, а затем отраженных от различных неоднородностей колонны акустических колебаний (которая вследствие увеличения длины пробега по сравнению с регистрируемыми с помощью АКЦ головными волнами характеризуется меньшей энергией). Поэтому отраженные акустические волны затухают при более слабом, чем осуществляется портландцементным кольцом, демпфировании акустических колебаний обсадной колонны облегченным тампонажным камнем еще в ранней стадии твердения, указывая на его наличие в заколонном пространстве.

Проведенный анализ результатов исследований скважин и их макетов показал, что из акустических волн, отраженных от различных неоднородностей обсадной колонны, целесообразно использовать для определения высоты подъема ОТР волны, отраженные от муфтовых соединений, как от значительных и практически равноудаленных друг от друга периодически повторяющихся по стволу скважины одинаковых нарушений целостности колонны.

Для подтверждения возможности определения высоты подъема (наличия) ОТР за обсадной колонной путем регистрации отраженных от муфтовых соединений акустических волн были проведены исследования на зацементированных гельцементами с плотностью от 1300 до 1500 кг/м3 макетах скважин с двумя муфтовыми соединениями на внутренней секции обсадных труб, которая заполнялась буровым раствором, а межтрубье - гельцементным (рис. 70, $) [67].

186

Рис. 70. Схема {$) и результаты ( ) исследований в период ОЗЦ макета зацементированной ОТР скважины с помощью АКЦ с АКР:

I - муфтовые соединения обсадных труб; II - гельцемент; III - термостат; IV - блок питания АКЦ; V - панель АКЦ; VI - АКР; 1г 2 - ВК головных

и отраженных акустических волн; 3, 4 — ВКГ зарегистрированные сразу и через 20 ч после цементирования

В процессе ОЗЦ в макете скважины с помощью АКЦ с акустическим кинорегистратором (АКР) регистрировался полный волновой сигнал в виде волновых картин и одновременно прибором Вика испытывались образцы гельцемента, находящиеся в термостате.

Результаты акустических исследований макета скважины, зацементированного при 20 °С облегченным тампонажным раствором плотностью 1500 кг/м3, иллюстрируются на рис. 70, • в виде волновых картин. Сопоставление ВК, зарегистрированных сразу и через 20 ч после заливки макета скважины ОТР, показывает, что если сразу после заливки ОТР на

187

ВК 3 четко отмечаются головные 1 и (в интервале временной развертки приблизительно от 3 до 4,5 мс) отраженные от муфтовых соединений 2 акустические волны, то через 20 ч после заливки (к моменту схватывания ОТР по данным прибора Вика) на ВК 4, при практически неизменившихся амплитудах головных волн, отраженные от муфт волны полностью затухают. Следовательно, затухание отраженных от муфтовых соединений акустических волн может служить индикатором наличия ОТР в заколонном пространстве уже в период его схватывания менее чем через сутки после цементирования при невысокой температуре.

На основе полученных результатов были разработаны и созданы способы определения высоты подъема облегченных тампонажных растворов в скважинах путем регистрации амплитуд отраженных от муфтовых соединений колонны акустических волн (А^) и реализующая его электронная индикаторная приставка ИПАК к панели АКЦ [14, 24, 35, 40, 85, 90].

С помощью АКЦ с приставкой ИПАК кривая Аотр регистрировалась одновременно с кривыми Ак и i АКЦ, что исключало дополнительные простои скважины и затраты на отдельный замер А^.

На рис. 71 представлена принципиальная электрическая схема приставки ИПАК к АКЦ, которая работает следующим образом. Сигнал синхронизации с панели АКЦ (через делитель R14, R15 или инвертор на транзисторе VT4 соответственно при работе с АКЦ-1 или АКЦ-4) через переключатель ё1 подается на вход первого ждущего мультивибратора (D2, D3, С5, R16, R17), формирующего импульс задержки длительностью 3 — 4 мс, задним фронтом которого запускается второй ждущий мультивибратор (D5, D6, С6, R18, R19). На его выходе формируется импульс измерительного временного окна длительностью 1-20 с, управляющий работой параллельно-последовательного ключа (VT1, VT2, VT3), который пропускает на вход усилителя, собранного на аё1, только ту часть волнового сигнала, которая попадает в измерительное окно. Диод VD2 и емкость ёЗ преобразуют усиленный сигнал в постоянное напряжение, регистрируемое наземной каротажной аппаратурой. Питание схемы осуществляется от двухполярного источника постоянного напряжения ±12 В. Потребляемый ток 12-15 мА. Допустимое напряжение пульсации не более 5 мВ.

Для оценки в стендовых условиях (см. рис. 70, $) эффективности применения АКЦ с приставкой ИПАК затрубное

188

Рис. 71. Принципиальная электрическая схема приставки ИПАК к АКЦ

пространство макета скважины заливали тампонажным раствором плотностью 1500 кг/м3 наполовину. Оставшуюся часть объема заполняли буровым раствором плотностью 1300 кг/м3. Затем по мере загустевания тампонажного раствора скважинный прибор АКЦ периодически перемещали из зоны тампонажного раствора в зону бурового раствора и регистрировали амплитуды продольной волны по колонне Ак и амплитуды волн, отраженных от муфт, Аотр. Результаты экспериментов показаны на рис. 72, на котором видно, что амплитуды Ак начинают незначительно снижаться лишь после начала схватывания тампонажного раствора, а амплитуды Аотр заметно уменьшаются уже при погружении пестика Тетмайера в образец тампонажного материала на 25 — 30 мм, т.е. задолго до начала схватывания раствора [67].

С целью проверки этого способа в промысловых условиях были проведены сравнительные исследования в скважинах Главтюменнефтегаза на площадях Самотлорская, Ватинская, Северо-Варьегинская, Урьевская.

189

Рис. 72. Изменения амплитуд продольной волны по колонне Ак (кривые 1, 2) и амплитуд волн, отраженных от муфт, AOTD (кривые 3, 4) при перемещении L скважинного прибора вдоль макета скважины:

1, 3 — за б ч до начала схватывания; 2, 4 — к моменту начала схватывания тампонажного раствора

На рис. 73 приведены результаты исследований СГДТ и АКЦ с ИПАК приблизительно через 10 сут после цементирования скв. 7273/442 Самотлорской площади. Видно, что высота подъема ОТР по данным Аотр определяется на глубине 340 м от устья скважины. Это менее четко, но подтверждается круговой цементограммой СГДТ-2. Такое же заключение приблизительно можно сделать и по кривой Ак, поскольку Акотн ниже глубины 340 м снижается до менее 0,8 отн. ед. Таким образом, всеми тремя способами высота подъема ОТР определяется через длительное время после цементирования портландцементом практически одинаково, что подтверждает достоверность результатов определения [67].

Однако ^ая однозначного определения высоты подъема тампонажных растворов с помощью СГДТ-2 необходимо, чтобы разница плотностей бурового и тампонажного растворов составляла не менее 300 кг/м3. Данное ограничение и отсутствие достаточного числа приборов СГДТ-2 приводило к тому, что в большинстве скважин Тюменской области высота подъема ОТР за колонной методом ГГК не определялась. Использование для этой цели кривой Ак возможно лишь в том случае, если тампонажный раствор уже схватился и приобрел определенную прочность. Но как показывает практика, период схватывания ОТР в верхних интервалах скважин может быть очень продолжительным. Способ регистрации Аотр не имеет этих ограничений и позволяет практически в любых условиях определять высоту подъема ОТР в заколонном пространстве через 24 ч после цементирования.

На рис. 74 представлены одновременно зарегистрирован -

190

Рис. 73. Диаграмма СГДТ и АКЦ с ИПАК для записи волн, отраженных от муфт обсадной колонны, в скв. 7273/442 Самотлорской площади

Рис. 74. Диаграмма амплитуд продольной волны по колонне Ак и волн, отраженных от муфт обсадной колонны, Аотп в скв. 13198/643 Самотлорской площади

Рис. 75. Эффективность определения высоты подъема ОТР (срц) в заколон-ном пространстве с помощью регистрации А :

$ Ё • - термограммы, кривые ГТК, АкГ Аотр по скв. 3141 и 554 Уренгойского

гкм

ные диаграммы Д, и Аотр в скв. 13198/643 Самотлорской площади. Скважина зацементирована в верхней части це-ментно-бентонитовой смесью плотностью 1510 кг/м3. Замер сделан через 7 ч после цементирования. Видно, что значение Аотр возрастает с глубины выше 290 м, что свидетельствует о подъеме ОТР до этой глубины. Амплитуда Д, начинает замет-но снижаться лишь ниже глубины 450 м, что связано с замедленными сроками формирования облегченного цементного камня, и в данном случае не может служить показателем высоты подъема ОТР.

Повышение достоверности определения высоты подъема ОТР с помощью АКЦ с ИПАК показано также на примере скв. 3141 и 554 Уренгойского ГКМ, в котором кривые Аотр сопоставлены с кривыми термометрии, гамма-гамма-метода (СГДТ) и Ак АКЦ (рис. 75). В этих, как и в других скважинах, высота подъема облегченного тампонажного раствора срц по кривым Аотр отмечается выше и четче, чем по кривым термометрии СГДТ и АКЦ, что подтверждается промысловыми данными [85].

После промысловых испытаний ИПАК в различных геолого-технических условиях были проведены предварительные и приемочные ее испытания в системе б. Миннефтепрома, а затем было организовано серийное производство приставки в Тюменском СКТБ.

Серийный выпуск и широкое внедрение ИПАК, а также разработка РД 39-4-1252-85 “Способ определения высоты подъема тампонажных растворов за обсадными колоннами путем регистрации отраженных акустических волн” позволи-ли обеспечить в основных нефтегазодобывающих регионах страны, в том числе в Северной Сибири, определение фактической высоты подъема ОТР в скважинах без их простоев [96].

Экономический эффект от внедрения способа определения высоты подъема ОТР путем регистрации отраженных акустических волн только в 1985 г. составил 570 тыс. руб.

Регистрация кривых АКЦ с Аотр включена в “Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований скважин", утвержденные РАО “Газпром” в 1993 г. (РД-51-1-93).

3.2.4.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫСОТЫ ПОДЪЕМА ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА В СКВАЖИНЕ ПУТЕМ РЕГИСТРАЦИИ ЭПК

В случаях отсутствия или неэффективности применения аппаратуры для проведения термометрии, гамма-гамма- и акустического контроля за цементированием возможно ис-

193

Рис. 76. Определение высоты подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве q путем регистрации ЭПК:

t • — схема юегистюании ЭПК в макете скважины и заюегистюиюованные в нем кюивые: — кюивые ЭПК зарегистрированные в скважине

194

пользование (в качестве вспомогательного) способа определения высоты подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве скважин путем регистрации электрического потенциала колонны (ЭПК) [16].

Способ основан на уменьшении силы возникающего в результате электрохимических процессов тока между колонной и стенками скважин (породы) в ее зацементированной части, по сравнению с незацементированной (вследствие большого электрического сопротивления цементного камня, чем сопротивление бурового раствора). Следовательно, падение напряжения на муфтовых соединениях зацементированной части колонны становится значительно меньше, чем у незацементированной. Поэтому на зарегистрированной кривой ЭПК выше верхней границы подъема цемента муфтовые соединения должны отмечаться аномалиями, которые отсутствуют или минимальны в зацементированной части колонны.

Возможность применения способа определения высоты подъема тампонажного раствора в скважине путем регистрации ЭПК подтверждена экспериментально и в промысловых условиях (рис. 76).

На созданном макете скважины в обсадную трубу 1 с муфтовым соединением 2 и в пространство между ней и кожухом 3 заливался буровой раствор 4, а затем с помощью измерительного электрода 5 на кабеле 6, регистрирующего устройства 9 и электрода сравнения 8 регистрировалась кривая ЭПК 10, на которой против муфтового соединения отмечалась аномалия а (см. рис. 76, $ и •). После замещения в затрубном пространстве макета скважины бурового раствора тампонажным 7 и затвердевания последнего регистрировалась вторая кривая ЭПК 11, на которой аномалия a не отмечалась.

В обсаженной скв. 989 Троицкой площади были зарегистрированы кривые ЭПК до и через 16 ч после ее цементирования (см. рис. 76, , соответственно кривые 12 и 13). Из рассмотрения этих кривых следует, что если на кривой 12 отмечаются аномалии a против всех муфтовых соединений, то после цементирования на кривой 13 отмечается аномалия a только против верхней муфты, до которой не поднят тампо-нажный раствор.

Анализ кривых ЭПК, зарегистрированных в других нефтегазовых скважинах, показывает, что в большинстве из них высота подъема тампонажного раствора определяется аналогичным образом.

195

3.2.4.7. абмуЦзаЦ Згаьзаь ганйгйЙаа а дйггЦднйклдап лЗйвлнЗ игДлнйЗ зД икйсЦлл ойкеакйЗДзаь сЦеЦзнзйЙй дйгъсД

На основе установленной тесной связи между состоянием контакта с колонной цементного кольца и его прочностью возможно проведение исследований процесса формирования тампонажного камня в скважинных условиях путем проведения неоднократных замеров АКЦ в период ОЗЦ. На рис. 77 показаны изменения кривых Ак, т.е. состояния контакта с колонной цементной массы во времени, обусловленные постепенным (начинающимся снизу) схватыванием тампонажного раствора и набором прочности цементного кольца. Следовательно, по акустическим цементограммам, неоднократно зарегистрированным в период ОЗЦ, возможно поинтерваль-ное изучение процесса твердения тампонажного раствора в конкретных геолого-технических условиях. В частности, таким путем было установлено опережающее схватывание тампонажного раствора против проницаемых пластов, обусловленное отфильтровыванием в них воды затворения [31].

Для изучения характера формирования дефектов цементирования на границе тампонажного камня с колонной также проводились временные исследования скважин с помощью аппаратуры АКЦ в интервале залегания продуктивной толщи пород. Исследования начинали сразу после окончания цементирования и прекращали после стабилизации значений амплитуды акустической волны, распространяющейся по колонне, т.е. в течение всего периода ОЗЦ. Замеры АКЦ проводили с определенным разрывом во времени по специально составленным программам, в которых учитывались показатели физико-химических свойств тампонажных растворов и особенности цементирования скважин. Такие исследования были проведены в 18 скважинах месторождений Узень и Жетыбай Южного Мангышлака, пробуренных с промывкой одинаковыми буровыми растворами, но зацементированных различными тампонажными смесями.

Полученные материалы обрабатывались следующим образом. Кривые изменения в период ОЗЦ амплитуды волны, распространяющейся по колонне, Ак наносили на общий планшет справа налево в порядке их регистрации. Здесь же помещали кривые стандартного каротажа, НГК, ГК и кавер-нограмму. Такое расположение кривых облегчало изучение изменений значений Ак, характеризующих состояние контакта цементного камня с колонной в координатах глубина скважины — время в зависимости от литологических особенностей ее разреза (см. рис. 77).

196

Рис. 77. Изменение А^ во времени в зависимости от свойств пород в разрезе скважины:

1 — КС; 2 — ПС; 3 — кавернограмма; 4 — кривые НГК; 5 — кривые ГК; 6 — 21 — кривые Ак, зарегистрированные соответственно через 1,5 — 34 ч

Анализ характера изменений кривых Ак во времени в комплексе с другими кривыми ГИС показывает, что контакт цементного камня с обсадной колонной в различных участках ствола скважины образуется не одновременно, несмотря на то что для цементирования применяли однотипный там-понажный раствор. Образование контакта цементного камня с колонной происходит более равномерно в интервалах залегания глинистых перемычек между пластами, но только при небольшой их кавернозности.

Пласты-коллекторы по характеру образования против них контакта цементного камня с обсадной колонной можно разделить на три группы.

К первой группе относятся пласты и пропластки, против которых происходило монотонное уменьшение во времени значений Ак до нуля, т.е. до образования контакта цементного камня с колонной. Например, таким образом происходило образование контакта в интервалах залегания пластов-коллекторов: 1156-1162, 1167-1172, 1195-1199, 1213-1222 и 1249-1254 м (см. рис. 77).

Ко второй группе относятся пласты, против которых после окончания цементирования (в первые 6—10 ч) происходило интенсивное уменьшение значений Ак , а затем начиналось резкое их увеличение, т.е. в итоге не создавался контакт цементного камня с колонной. Это явление наблюдалось в интервалах залегания пластов-коллекторов 1138—1152 и 1227-1242 м (см. рис. 77).

К третьей группе относятся пласты, против которых в течение всего времени проведения исследования значения Ак оставались равными Ак тах, т.е. контакт с колонной не образовался (не показанные на рис. 77 интервалы 897 — 906 и 918-960 м).

Подобная дифференциация коллекторов отмечалась в подавляющем большинстве скважин месторождения Узень в интервалах залегания продуктивных, а также водонасыщен-ных пластов.

Анализ геофизических и геолого-промысловых материалов позволил установить, что первую группу коллекторов составляют, как правило, пласты с низкими показателями фильтра-ционно-емкостных свойств (кпр < 40 мД, кп < 18 %). Вторую группу преимущественно составляют высокопроницаемые пласты (кпр > 200 мД, кп < 24 %). Пласты с кпр = 40-200 мД и кп = 20-24 % по характеру образования контакта могут относиться как к первой, так и ко второй группе. К третьей группе относятся пласты с очень высокой проницаемостью

198

(kпр > 1000 мД), имеющие хорошую гидродинамическую связь со скважиной.

Таким образом, в результате проведенных экспериментальных исследований были установлены существенное влияние геологических факторов на формирование состояния контакта цементного камня с колонной, а также граничные значения параметров пластов-коллекторов в зависимости от степени влияния этих параметров на качество цементирования скважин.

Выявление описанных критериев позволило предположить возможность площадного группирования скважин по качеству цементирования, обусловленного особенностями геологического строения продуктивных горизонтов. На основе этой гипотезы были построены карты, отражающие площадное распределение значений коэффициента качества цементирования (ац = УlA^ /L) по основным объектам эксплуатации - XIII-XVI горизонтам месторождения Узень, условно названные “картами качества цементирования”.

Методика построения этих карт заключалась в следующем.

1. Выбирали участок месторождения, который разбуривали по возможности равномерно во времени и по площади.

2. На этом участке выбирали скважины, пробуренные в период, когда характер процесса разработки (изменение пластового давления, воздействие отбора и нагнетания и т.п.) еще не мог оказывать существенного влияния на качество цементирования скважин.

3. По скважинам, включенным в выборку, определяли (по данным АКЦ) среднее значение ац для каждого горизонта.

4. Полученные значения ёц, наносили на план месторождения в соответствии с местоположением скважины.

5. Проводили изолинии ац с шагом 0,1 по общепринятой методике.

6. Полученные “карты качества цементирования” сопоставляли с геологической основой - картами литологической изменчивости коллекторских свойств пород, эффективной толщины, пористости, проницаемости и т.п.

В качестве примера на рис. 78 представлена условная “карта качества цементирования” по XIII горизонту месторождения Узень на участке между IV и VIII разрезающими рядами нагнетательных скважин. Эта карта построена по скважинам, законченным строительством в 1967 — 1971 гг., когда нагнетание на участке практически не осуществляли, а отбор нефти в целом по горизонту был сравнительно неве-

199

Рис. 78. Площадное распределение ац по XIII горизонту до начала закачки воды в нагнетательные скважины:

1 — добывающие скважины (с указанием номеров некоторых из них); 2 — зоны корреляции gi > 0,5 с к < 200 мД; 3 — зоны корреляции а < 0,5 с кпр > 200 мД; 4 — зоны отсутствия корреляции; 5 — контуры нефтеносно-ста; 6 — тектонические нарушения; 7 — разрезающие ряды нагнетательных скважин

лик, т.е. влияние состояния разработки на качество цементирования можно было считать несущественным.

XIII горизонт наиболее характерен для демонстрации влияния геологических факторов на качество цементирования скважин. Он отличается резкой неоднородностью, выраженной в изменчивости литолого-физических свойств песчано-алевролитовых пластов-коллекторов в различных направлениях и в сложном характере их изменения как по площади, так и по разрезу. Согласно схеме расчленения коллекторов, на месторождении Узень в XIII горизонте выделены пять пачек коллекторов, включающих до 12 пластов, различных по толщине, коллекторским свойствам и распространению по площади.

Пласты-коллекторы XIII горизонта характеризуются значительной прерывистостью в распространении по площади и нередко залегают в виде линз («19 %) и полулинз («31 %). Таким образом, непрерывные коллекторы лишь составляют

200

50 %. Зоны слияния пластов и их пачек, обусловленные лито-лого-фациальной изменчивостью глинистых прослоев, составляют =9 %. Толщина коллекторов колеблется от нескольких метров до 40 м, проницаемость — от единиц миллидарси до 1,5-1,0 Д и более, пористость - от 18 до 27 %, а глинистость — от 10 до 30 %.

В результате сопоставления данных акустического контроля за цементированием скважин с геологическими картами установлено, что участки, оконтуренные изолинией ац < 0,5 (низкое качество цементирования), достаточно хорошо кор-релируются (см. рис. 78):

с зонами распространения монолитной толщи песчаника, образовавшейся в результате слияния пластов отдельных пачек или слияния нескольких пачек;

с зонами распространения пластов с высокими показателями фильтрационно-емкостных свойств.

Суммарная толщина горизонта в таких зонах, как правило, больше 1 — 12 м, при средневзвешенном значении кпр по горизонту - более 150-200 мД. Участки, где такая корреляция отсутствует, занимают не более 20 % рассматриваемой площади.

Для зон, оконтуренных изолинией Кц > 0,5, как правило, в среднем по горизонту h3(b < 10 м и knD< 150 мД.

Таким образом, была установлена зависимость акустичес-ких параметров качества цементирования (А,; и а,,) от кол-лекторских свойств продуктивного горизонта, что позволяло выделить участки месторождения, где было необходимо совершенствовать технологию цементирования.

Хорошая площадная корреляция на картах, построенных по продуктивным горизонтам, участков с высокими показателями коллекторских свойств с зонами плохого качества цементирования, а также учет характера влияния на него других факторов позволяют сделать следующие выводы.

1. При цементировании скважин, которые вскрывают часто переслаивающиеся пласты с высокими показателями кол-лекторских свойств и большими перепадами пластового давления, и, кроме того, характеризуются повышенным коэффициентом кавернозности и кривизной ствола, необходимо корректировать и совершенствовать технику и технологию цементирования, а также подбирать соответствующие тампо-нажные материалы в целях достижения максимальной эффективности разобщения пластов. Для контроля за цементированием таких скважин должен применяться наиболее полный комплекс существующих методов.

201

2. Скважины, вскрывающие горизонты с невысокими коллекторскими свойствами, при отсутствии аномальности показателей, характеризующих другие факторы, молено успешно цементировать по обычной технологии. Для контроля за цементированием таких скважин в целях экономии времени и средств целесообразно применять общепринятый комплекс методов.

3.2.4.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМЫХ ИНТЕРВАЛОВ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА ПУТЕМ ИССЛЕДОВАНИЙ АКЦ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛОННЕ

Этот способ основан на чувствительности аппаратуры АКЦ к искусственным изменениям состояния контакта цементного камня с колонной при изменении давления в ней. Сущность способа заключается в изменении (чаще повышении) давления в колонне с одновременным проведением замеров АКЦ в отдельных точках или интервалах ствола скважины.

Далее кратко охарактеризованы варианты этого способа для неперфорированных и перфорированных скважин [77].

Определение интервалов дефектов цементного кольца за неперфорированной колонной

Как показано на рис. 79, характер изменения под воздействием повышения давления в неперфорированной колонне регистрируемых с помощью АЦК значений Ак в точках против микрозазора между колонной и цементным кольцом (см. рис. 79, $) и против значительного дефекта в нем, по которому возможен переток пластового флюида (см. рис. 79, •), будет различным. Если в первом случае значения Ак снижаются до нуля, во втором они не достигают нулевых значений.

В качестве примера на рис. 80 показано, что зарегистрированные АКЦ после опрессовки колонны высокие значения Ак (кривая 3), соответствующие отсутствию или частичности контакта цементного камня с колонной, при повышении давления в ней на 10 МПа снизились до нуля (кривая 4) лишь в интервале 1400-1550 м. Так как в интервале 1290-1400 м значения Ак (кривая 4) оставались отличными от нуля, то можно считать, что на этом участке ствола скважины имеются дефекты цементного кольца — потенциальные каналы для перетоков флюида за колонной.

Уменьшение в интервале 1500-1550 м значений Ак на зарегистрированной после сброса давления в колонне кривой 5

202

Рис. 79. Схемы изменения Ак в зависимости от давления в неперфорированной колонне

Рис. 80. Изменение значений Ак при различном давлении в колонне (скв. 795 Жетыбай):

1 - КС; 2 - ПС; 3г 4, 5 -А соответственно до оп!ессовки, после оп!ессовки и повышения давления до 10 МПа, после оп!ессовки и снижения давления на устье до атмосфе!ного

по сравнению с кривой 3 указывает на возможность улучшения состояния контакта цементного камня с колонной в этом интервале после повышения давления в колонне и последующего снижения его до атмосферного на устье.

Применение данного способа определения потенциальных каналов для заколонных перетоков позволяет также более надежно выбирать интервалы перфорации спецотверстий в целях повторного цементирования скважин.

Определение интервалов движения жидкости за перфорированной колонной

Если перфорированная зона не изолирована от соседних проницаемых пластов, то изменение давления в скважине вызовет движение жидкости в заколоном пространстве, вследствие чего произойдет постепенное выравнивание давлений внутри и за колонной в интервале межпластового перетока. Поэтому значения Ак, регистрируемые АКЦ против интервала заколонного движения жидкости, после повышения давления сначала уменьшаются вследствие уплотнения контакта цементного камня с колонной, а затем восстанавливаются до первоначального значения (рис. 81, кривая t) и даже могут превысить его. В случае же надежной изоляции перфорированного объекта значения Ак остаются уменьшенными в

О

204

Рис. 81. Изменение значений Ак во времени при давлении в перфорированной колонне, равном 5 МПа:

$ - при сообщении в заколонном пространстве между перфорированным и соседним проницаемыми пластами; • — при отсутствии такого сообщения

Рис. 82. Определение интервала сообщаемости за колонной перфорированной зоны с нижележащим водоносным пластом в скв. 4855 Зеленоградской площади:

I - НГК; II - ГК; III - интервалы перфорации; IV - ВНК; V, VI - A при нормальном и повышенном до 10 МПа давлении в колонне соответственно; VII - интервал сообщаемости пластов за колонной; VIII - графики изменения А в точках глубин скважины 3 -15 в зависимости от давления

течение всего времени воздействия повышенного внутрико-лонного давления (рис. 81, кривая 6) [77].

Путем комплексирования кратковременного нагнетания жидкости в перфорационные отверстия при постоянном избыточном давлении в колонне с измерениями АКЦ в отдельных точках или непрерывно по стволу скважины можно выделять интервалы, в которых перфорированные объекты сообщаются с соседними проницаемыми пластами. Подобные исследования, проводимые при резком снижении повышенного вначале давления, позволяют выделять интервалы перетоков за колонной, обусловленные сравнительно мелкими дефектами цементной оболочки [44]. На рис. 32 проиллюстрирована возможность определения интервала сообщаемости перфорированного объекта с нижезалегающим водоносным пластом путем непрерывных измерений Ак с помощью АКЦ до и после повышения давления до 10 МПа (см. рис. 82, V и VI) и по данным измерений АКЦ в отдельных точках (см. рис. 82, кривые VIII).

Применение АКЦ для выделения проницаемых интервалов заколонного пространство возможно как при повышении, так и при понижении давления в колонне. Но эти операции сопряжены с опасностью возникновения остаточных деформаций в системе цементный камень — колонна и, следовательно, ухудшения качества крепления скважин.

Кроме того, повышение давления в колонне и нагнетание жидкости в перфорированную скважину могут привести к снижению ее продуктивности. Поэтому измерения АКЦ при изменении давления в колонне целесообразно применять лишь в тех скважинах, в которых по данным других методов исследований наиболее вероятно ненадежное разобщение пластов за колонной.

В перфорированных скважинах применение этого способа наиболее эффективно при сильном их обводнении, малых дебитах и особенно - при небольшой приемистости.

3.2.4.9. ОЦЕНКА ВЕРОЯТНОСТИ ОБВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ ПО НЕГЕРМЕТИЧНОМУ ЗАКОЛОННОМУ ПРОСТРАНСТВУ СКВАЖИН

Несмотря на вводимые усовершенствования, имеющиеся ограничения метода акустического контроля за цементированием не позволяют однозначно оценивать по его показаниям степень герметичности заколонного пространства скважин (или вероятность образования в нем межпластовых перетоков).

206

В целях повышения достоверности оценки с помощью акустического метода характера разобщения пластов в зако-лонном пространстве и факторов, на него влияющих, данные АКЦ в интервалах скважин между перфорированными нефтеносными и ближайшими к ним водонасыщенными пластами на месторождениях Жетыбай, Узень - Южного Мангышлака и Самотлорского - Западной Сибири были сопоставлены с результатами опробования скважин. Статистически обработанные результаты такого сопоставления послужили основой для построения соответствующих палеток.

Оценка вероятности обводнения нефтенасыщенных пластов в скважинах Южного Мангышлака

При построении палетки для такой оценки данные АКЦ использовались в виде значений коэффициента качества цементирования скважин Кц = У1А=0/Ь, где 1. =0 — участки интервала L между ближайшими водоносными и нефтеносными пластами, характеризующиеся наличием контакта цементного камня с колонной [31].

На рис. 83, а в координатах Кц и L показано распределение точек 72 обводнившихся и 85 безводных (по результатам опробования) скважин месторождений Жетыбай и Узень, которое разделено на три области по числу соответствующим им точек: I, II и III, с вероятностью заколонного обводнения продуктивных пластов 0,8; 0,5 и 0,1.

Соотношения нанесенных точек обводненных и безводных скважин на этих областях показывают, что относительная погрешность определения вероятности обводнения скважин с помощью построенной палетки не превышает 25 %.

Статистический анализ рассмотренной при построении палетки выборки скважин подтвердил достаточно тесную связь степени герметичности заколонного пространства и значения Кц, а также позволил оценить характер влияния на его значения и определить критические значения (при превышении которых Кц снижается до минимума) других факторов: перепада давления между соседними нефтеносными и водоносными пластами Ар, коэффициента проницаемости пласта ?пр, его толщины Лэф, коэффициента кавернознос-ти глинистой перемычки кк, кривизны ствола скважины а, числа пластов в продуктивном горизонте п., показанные в табл. 12.

207

Рис. 83. Оценка вероятности обводнения пластов по заколонному пространству скважин:

а — палетка для определения вероятности обводнения скважин Мангышлака; б — сопоставление кривых А 1г Гп1 и А ~, Т~, зарегистрированных до и после повторного цементирования скважины; в - палетка для определения вероятности обводнения пласта Б8 в скважинах Самотлорской площади

Таблица 12

Факторы, влияющие на величину Кц
Степень влияния фактора на Кц, %
Критическое значение фактора

Ар, МПа
*пр. МД Лэф. М
а, град я
30-47 2 24-11 200 8-24 10
14 1,5 10-16 7
12 6

Оценка вероятности обводнения нефтенасыщенных пластов в скважинах Самотлорского месторождения

При испытании и эксплуатации нефтенасыщенного пласта Б8 в ряде скважин месторождения Самотлор была получена вода. На акустических диаграммах обводненных скважин обычно не отмечалось наличие контакта цементного камня с колонной против глинистой перемычки между пластами Б8 и соседними водоносными пластами. В то же время после повторного цементирования под давлением в большинстве случаев образовывался такой контакт в интервале скважины над пластом Б8 (рис. 83, 6) и, при последующем испытании пласта, получали приток безводной нефти. Это указывало на поступление воды в пласт Б8 по негерметичному заколонному пространству преимущественно из вышележащего водоносного пласта.

Однако имелись и такие скважины, в которых из пласта Б8 не удалось получить безводную нефть и после повторного цементирования (скв. 2068 и др.).

На основе изучения отечественного и зарубежного опыта, а также результатов использования на месторождении Самотлор акустического кинорегистратора в комплексе с аппаратурой акустического контроля за цементированием была создана и опробована эмпирическая палетка для оценки вероятности образования перетоков воды из вышележащего водоносного пласта в пласт Б8 по заколонному пространству [73].

Палетка построена в координатах величин: отношения амплитуд акустической волны, распространяющейся по колонне в исследуемом (между пластом Б8 и водоносных) и незацементированном (свободном) интервалах колонны Ак/А^в тах и расстояния L между водоносным пластом и ближайшим перфорационным отверстием пласта Б8 (рис. 83, в). В соответствии со значениями таких координат на палетке располагалось поле точек скважин с заведомо извест-

209

ными отсутствием (+) и наличием (о) заколонных перетоков воды в пласт Б8.

Применение для этой цели значений Ак основывалось на том, что наиболее вероятной зоной возникновения каналов в цементном кольце молено считать его область, прилегающую к поверхности обсадных труб, как наиболее однородную по протяженности и с наименее шероховатыми стенками.

Однако эффективное использование значений Ак для построения палетки стало возможным лишь после эталониров-ки с помощью акустического кинорегистратора измерительных трактов аппаратуры акустического контроля за цементированием скважин, применяемой на месторождении Самот-лор.

Результаты эталонировки показали, что амплитудные характеристики комплектов промысловой аппаратуры АКЦ Мегионской ПГК имели значительные отклонения от линейных уже при Ак/А°в = 0,12+0,2.

На основе эталонировки были определены нелинейные масштабы изменения амплитудных характеристик отдельных комплектов АКЦ, путем анализ которых был рассчитан общий усредненный масштаб для всех применявшихся комплектов аппаратуры. При этом отклонения нелинейных масштабов для отдельных приборов АКЦ от усредненного не превышали 0,04 относительной амплитуды акустического сигнала, т.е. погрешность отсчета по усредненному масштабу составляла менее 4 %.

Отсчитываемые с акустических цементограмм значения Ак пересчитывались с помощью усредненного масштаба в исправленные значения А".

В связи со значительной дифференциацией амплитудной кривой Ак в интервале L при построении палетки и работе с ней использовались средневзвешенные значения

Л" = Ак111+Ак212+-+А^1л (30)

^-кервзв , '

где Z-j, L2,..., Ln — все участки интервала L, характеризующиеся значениями А"1г А"2,..., А".

Достигнутая в результате введения поправок по усредненному масштабу регистрации точность отсчетов А" и использование их средневзвешенных значений в интервале L позволили разграничить область неоднозначных оценок вероятности образования заколонных перетоков палетки (ширина

210

которой по значению относительной амплитуды А^/Аскв составляла 0,12) на три зоны (см. рис. 83, в, 2, 3, 4).

Число скважин с перетоками и без них в центральной зоне палетки 3 составляло 10 и 9, что соответствовало приблизительно 50%-ной вероятности их обводнения; в примыкающей к ней снизу зоне 4 — 17 и 34, что соответствовало приблизительно 30%-ной вероятности обводнения; а в примыкающей сверх зоне 2 — 7 и 3, что соответствовало приблизительно 70%-ной вероятности обводнения. Поэтому можно считать, что если значения L и А*/А^ исследуемой скважины находятся в самой нижней зоне 5, вероятность заколонных перетоков воды в пласт Б8 составит не более 10 %, если в соседней вышележащей зоне 4 - 30 %, если в центральной зоне 3 - 50 %, если выше центральной зоны 2 - 70 % и если в верхней зоне 1 — не менее 90 %.

Для оценки эффективности применения построенной палетки на нее были нанесены значения не использованных для построения палетки параметров ду^втах и i контрольных скважин: 215 с явным перетоков воды, ликвидированным в результате повторного цементирования (см. рис. 83, 6) и 557 — без заколонного перетока. Скв. 215 оказалась в зоне вероятности образования заколонного перетока. Скв. 215 оказалась в зоне вероятности образования заколонного перетока не меньше 90 %, а скв. 557 не больше 10 %, т.е. экзамен палетки дал положительные результаты. Однако следует отметить, что скв. 220, 245, 305, 354 попали на палетке в зону минимальной вероятности перетоков (до 10 %), но все они в своей продукции имели воду. Это позволило считать, что в них пласт Б8 обводнился в результате прорыва воды по самому пласту.

Сравнение построенной палетки для пласта Б8 месторождения Самотлор (см. рис. 83, в) с ранее полученной для месторождений Мангышлака (см. рис. 83, а) показывает, что области неоднозначных оценок вероятности перетоков обеих палеток имеют примерно одинаковые значения координат L и А*/А^. Это указывает на возможность построения универсальной палетки, пригодной для оценки вероятности заколонного обводнения продуктовых пластов нескольких месторождений со сходными геолого-техническими условиями их разработки.

211

Изучение возможности прогнозирования образования перетоков за колонной в скважине на основе статистического анализа параметров процесса цементирования

Решение такой задачи для нефтегазодобывающей отрасли весьма актуально, так как направлено в том числе и на сокращение сроков и удешевление ремонтно-изоляционных работ.

В связи с тем, что для решения аналогичных задач в геологии и других отраслях успешно применяются методы распознавания образов, позволяющие достаточно эффективно использовать (особенно при применении компьютеров) большой объем информации, один из таких методов был опробован на материалах скважин Самотлорского месторождения [70].

Для этого были собраны и проанализированы значения 17 параметров по 15 скважинам с перетоками воды за колонной в пласт Б8 и по 21 скважине без перетоков. Причем были использованы не только технико-технологические параметры цементирования скважин, но также и геолого-геофизические, характеризующие литологические свойства вскрытых пород (данные электрического каротажа и кавернометрии), состояние ствола (данные акустической и гамма-гамма-цемен-тограмм) в интервале между водоносным и нефтенасыщен-ным пластами.

С целью выяснения возможности вероятностной диагностики скважин с перетоками воды за колонной в пласт Б8 (первый класс) и без них (второй класс) по значениям выбранных параметров цементирования был использован один из методов распознавания образов — последовательная диагностическая процедура, не требующая сведений о генеральных совокупностях параметров распознаваемых объектов.

Применение этого метода обусловливает представление состояния каждой из рассматриваемых скважин в виде вектора х(х1 х2,..., х11), компонентами которого являются значения 17 выбранных параметров цементирования. Эти компоненты разбивали соответственно на т1, ш2,..., ш17 характерных интервалов (градаций).

Исходная информация была представлена в форме выборок из N1 и N2 объектов для обучения (векторов состояния 15 и 21 скважины первого и второго классов соответственно), по которым были определены частости для каждой из градаций всех компонентов векторов:

212

я

ч-

ptx') = 1L- pjxi) = ^L (31)

> JV1 ' N2

где n' n' — частости г'-й градации j-то компонента соответственно для объектов первого и второго классов.

По этим частостям были определены диагностические коэффициенты для всех градаций каждой из компонент вектора состояния — параметра цементирования:

DK(x)) = Wig ^^. (32)

С помощью формулы Кульбака по значениям диагностических коэффициентов была оценена информативность каждого параметра цементирования в условных единицах:

1 т, J(Xj) = -^DKix'^lP^x'/j-P^x'/j]. (33)

Использованные для диагностики скважин (с перетоками воды в пласт Б8 за колонной и без перетоков) параметры приведены в табл. 13 в порядке убывания их информативности.

Анализ данных позволяет сделать вывод, что при применении последовательной диагностической процедуры для вероятностного разделения скважин на первый и второй классы геолого-геофизические параметры цементирования скважины имеют большую информативность, чем технико-технологические.

Исключение составляет параметр АС/ПС, так как вследствие наличия приблизительно одинаковых глинистых перемычек между пластом Б8 и водоносным пластом практически Д[/пс = 0.

Диагностика скважин основывается на последовательном суммировании (в установленном порядке убывания информативности параметров) диагностических коэффициентов тех градаций, в интервалы которых попадают значения компонент вектора состояния анализируемой скважины. Такое суммирование производится до нарушения диагностического неравенства

213

s B< 1 DK(x))<A, (34)

j=i

где S для выбранных параметров цементирования может изменяться от 1 до 17.

Если после очередного суммирования будет нарушена правая часть неравенства, то анализируемая скважина с определенной степенью вероятности может быть отнесена к первому классу (с перетоками воды), если же будет нарушена левая часть — то ко второму классу (без перетоков воды).

Степень вероятности отнесения анализируемой скважины к тому или другому классу может быть определена выбором граничных значений диагностического неравенства (А и В). Например, для вероятности распознавания 80 % А = 6, В = 6.

В связи с большим объемом вычислений при определении значений диагностических коэффициентов и информативности всех градаций и параметров, особенно при большом числе последних и множестве объектов для обучения, целесообразно производить эту работу с помощью компьютера.

Таблица 13

Информатив-

Параметр цементирования
ность пара-

Х1 —

метра

относительное значение амплитуды акустической
4,40

волны по породе [А /А™к)

х2 —
относительное значение интервального времени прохождения акустических колебаний (Г/Гсв к)
2,24

х3 —
разность диаметров скважины и колонны [DCKB — DK)
1,62

^4 —
относительное значение амплитуды акустической волны по колонне [АЛ/А™К)
1,28

х5 —
относительное значение кажущегося электрического сопротивления (КС/КСЪШ) кривизна скважины (в градусах)
0,82

хь ~
0,35

X-j —
расстояние между водоносным пластом и интервалом
0,31

*8 -
время начала схватывания цементного раствора
0,31

Хд ---
относительное значение показаний на гамма-гамма-цементограмме (J/J™ K)
0,25

*ю -
время цементирования
0,14

х11 -
разница удельных весов цементного и глинистого растворов
0,08

хп -
наличие циркуляции
0,07

Х ~
время окончания схватывания цементного раствора
0,03

Х14 ~
наличие центрирующих фонарей
0,03

Х
отклонение АС/П от линии глин
0,02

Х ~
температура на забое скважины
0,005

х„ -
наличие буферной жидкости
0,004

214

Для составленной программы применения последовательной диагностической процедуры был проведен экзамен распознавания трех скважин, не включенных для обучения по перечисленным ранее геолого-техническим параметрам.

Проведенный анализ распознавания скв. 6034 (с перетоком воды в пласт Б8) и скв. 4530 и 6153 (без перетоков воды) показал, что, несмотря на исключение самого информативного по данным компьютера, но вызывающего обоснованное сомнение параметра (Aп/A™к), уже сумма диагностических коэффициентов лишь трех последующих параметров: iУiСВ к, {DCKB-DK) и {Aи/A™к) (см. табл. 13) правильно характеризует состояние этих скважин с вероятностью, значительно большей, чем 80 %:

ЪDK xij

»6.

Следует отметить, что использование геолого-технических параметров цементирования, например (DcgB — DK), существенно дополняет геофизические данные о его качестве, что также повышает эффективность прогнозирования наличия или отсутствия перетоков воды в скважине за обсадной колонной.

На основании изложенного можно сделать вывод о том, что применение метода распознавания образов последовательной диагностической процедуры для комплексной оценки состояния изоляции пластов за колонной по параметрам цементирования скважин достаточно перспективно. Из используемого для этой цели комплекса технико-технологических, геологических и геофизических параметров цементирования скважин последние являются более информативными.

3.2.4.10. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ И УСТРОЙСТВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН

Оценка эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважинах

Важнейшим условием эксплуатации нефтегазовых скважин является надежная изоляция продуктивных пластов за обсадной колонной. Однако нередки случаи добычи из скважин нефти и газа с водой вследствие перетока ее из соседнего

215

водоносного пласта в перфорационные отверстия по некаче-ственно зацементированному заколонному пространству.

Например, в процессе разработки Самотлорского месторождения при испытании и эксплуатации нефтенасыщенного пласта Б8 в ряде скважин была получена вода. Согласно промысловым данным в значительной части таких скважин вода поступала по заколонному пространству.

Подтверждением образования в них межпластовых перетоков за колонной может служить следующее. На акустичес-ких цементограммах этих скважин интервалы глинистых перемычек между нефтенасыщенным пластом Б8 и соседними водоносными пластами нередко характеризовались отсутст-вием или частичностью контакта цементного камня с колонной, как показано на первой цементограмме скв. 215 (см. рис. 83, в, кривые 3 и 4). Из рассмотрения вторично зареги-стрированных кривых 5 и 6 (см. рис. 83, в) следует, что после повторного цементирования под давлением через перфорационные отверстия скв. 215 значения Ак от максимальных снизились до нуля в интервале глинистой перемычки 2095– 2110 м, а следовательно, значение Кц возросло от 0 до 1, характеризуя высокую эффективность проведенных ремонтно-изоляционных работ.

Аналогично, после повторного цементирования под давле-нием в большинстве других скважин образовывался контакт цементного камня с колонной в интервалах между вышележащими водоносными пластами и пластом Б8, а при последующем его испытании обычно получали приток безводной нефти.

Оценка эффективности применения многоступенчатых винтовых турбулизаторов при цементировании скважин

Для уменьшения влияния снижающих качество цементиро-вания скважин факторов: наличия глинистой пленки и корки на стенках кольцевого зазора, а также низкой степени вытеснения глинистого раствора из каверн, на обсадной колонне устанавливаются турбулизаторы различных типов.

На скв. 3 площади Великой Краснодарского края были установлены многоступенчатые елочные турбулизаторы (рис. 84) [69], значительная длина которых (равная 15–20 его диаметрам) позволяла использовать их и как центраторы.

Турбулизатор состоит из нескольких секций, представляющих собой кольца толщиной 6-8 мм и длиной, равной его

216

наружному диаметру. К кольцам на одинаковом расстоянии приварены под углом 45° четыре винтовые лопасти высотой 20 мм. На обсадной колонне кольца чередуются последовательно с правым и левым направлениями лопастей, что обес-

Рис. 84. Многоступенчатый елочный турбулизатор:

1 — центратор; 2 — кольца; 3 — винтовые лопасти

Рис. 85. Сопоставление акустических цементограмм и кавернограмм интервалов скв. 8 (а) и 13 {б) площади Великой:

1 — амплитуда волны по колонне Aк; 2 — время распространения акустических колебаний i; 3 — участки наличия контакта цементного камня с колонной; 4 — кавернограмма; 5 — диаметр долота; 6 — глубины установки турбулизаторов

217

печивает интенсивное вихреобразование при движении потока вдоль всего турбулизатора.

На спущенной в скважину колонне турбулизаторы были установлены на глубинах 3520, 3503 и 3465 м и состояли из 15-17 секций длиной около 2,3 м каждая. Турбулизатор собирался на обсадной трубе в процессе спуска колонны и фиксировался на ней с помощью специальных стопорных колец с применением точечной сварки. Спуск колонны происходил без осложнений.

Определение эффективности применения многоступенчатых турбулизаторов проводилось путем сравнения результатов интерпретации акустических цементограмм скв. 3 и соседней скв. 9, в которой турбулизаторы не применялись. Для этой же цели сопоставлялись интервалы скв. 13 (с приблизительно одинаковой степенью кавернозности) с установленными турбулизаторами и без них.

При интерпретации цементограмм скв. 9 и 13 для корреляции разрезов обеих скважин и сравнения их кавернозности учитывались данные электрокаротажа и кавернометрии.

Сопоставление кавернограмм этих скважин показало, что в скв. 13 рассматриваемый интервал разреза характеризуется значительно большей кавернозностью, чем в скв. 9 (рис. 85). Кроме того, технологические операции перед цементированием скв. 9 способствовали более качественной подготовке ее ствола для цементирования. Во время спуска колонны промывка скв. 9 проведена дважды, по 2 ч, при глубине ее башмака 3000 и 3470 м, тогда как в скв. 13 промывку провели один раз в течение 1 ч при глубине направляющей башмачной насадки 3000 м. После спуска колонны скв. 9 промывалась в течение 3 ч непрерывно и в течение 12 ч периодически, а скв. 13 промывалась в течение 5 ч периодически и 1 ч перед закачиванием цементного раствора. На обеих скважинах в качестве буферной жидкости применялась вода, но на скв. 9 в количестве 10 м3, а на скв. 13—5 м3.

При практически одинаковых параметрах глинистых и цементных растворов фактические средние скорости прокачивания цементного раствора мало отличались: 2,2 м/с в скв. 9 и 2 м/с в скв. 13.

Сопоставление результатов интерпретации цементограмм и кавернограмм показали, что несмотря на менее благоприятные условия цементирования скв. 13, которые не могли не повлиять отрицательно на его качество, общая протяженность участков наличия контакта цементного камня с колонной (соответственно и значение Кц) в интервале установки

218

турбулизаторов в скв. 13 в 1,5 раза больше, чем в сопоставляемом интервале скв. 9 без турбулизаторов (см. рис. 85). Следовательно, в интервале установки турбулизаторов в скв. 13 качество цементирования по данным АКЦ оказалось выше, чем в сопоставляемом, менее кавернозном, интервале скв. 9, в котором не были установлены центраторы.

Из сопоставления цементограммы и кавернограммы скв. 13 следует также, что кавернозные интервалы скважины, находящиеся ниже и выше глубины установки нижнего турбу-лизатора, характеризуются более низким качеством цементирования, чем интервал ствола между верхними турбулиза-торами. Но даже с учетом этого можно считать, что именно применение турбулизаторов обеспечило почти непрерывный пояс наличия контакта цементного камня со стенками скважины в шестидесятиметровом интервале, отличающемся значительной кавернозностью. Однако следует учитывать, что елочные турбулизаторы, в отличие от других типов, создают большие гидравлические сопротивления, поэтому в скважинах с зонами поглощений применять их целесообразно только для разобщения близко расположенных друг к другу пластов с различными пластовыми давлениями, особенно при наличии между этими пластами каверн.

Возможность повышения качества

цементирования скважин путем увеличения объемов буфер-

ных жидкостей

Качество цементирования нефтяных и газовых скважин во многом зависит от степени удаления бурового раствора из кольцевого пространства. Однако, несмотря на значительное улучшение условий цементирования скважин на Самотлор-ской площади за счет лучшей подготовки их стволов, применения центраторов и буферных жидкостей, имели место случаи плохой герметизации заколонного пространства. Это проявлялось в частом недоподъеме тампонажного раствора до проектной высоты и надежности разобщения пластов в заколонном пространстве, что приводило к преждевременному обводнению фонтанирующих скважин.

Из теоретических и экспериментальных исследований следует, что перспективными направлениями дальнейшего повышения качества цементирования скважин являются совершенствования его технологии и в том числе обоснованный выбор типа и объема буферной жидкости [34].

Как показали проведенные исследования, при использова-

219

нии воды в качестве буферной жидкости значительные ее объемы перемешиваются с тампонажным раствором — в обсадной колонне и с буровым раствором — в заколонном пространстве. Перемешивание воды с этими растворами и отсутствие четких границ в изменении плотности смеси являются некоторыми из причин затруднений в определении с помощью геофизической аппаратуры гамма-гамма-контроля за цементированием высоты подъема тампонажного раствора за колонной.

Применение в качестве буферной жидкости технической воды в объемах, недостаточных для отделения тампонажного раствора от бурового и полного вытеснения последнего из кольцевого пространства скважины, приводит к образованию плохо прокачиваемых смесей в зонах смешивания тампонажного и бурового растворов, созданию в кавернах и местах прилегания обсадной колонны к стенкам скважин значительных застойных зон бурового раствора и неравномерному подъему тампонажной смеси, так как известно, что буровой раствор за счет тиксотропных свойств образует в эксцентричном кольцевом пространстве достаточно устойчивые застойные зоны.

В результате проведения экспериментальных исследований на стендовой установке, позволяющей визуально наблюдать за изменением сечения потока бурового раствора в эксцентричном кольцевом пространстве, установлено, что при существующих зазорах между обсадной колонной (диаметром dBH) и стенкой скважины (диаметром DH) разрушить застойную зону (т.е. уменьшить угол застойной зоны до нуля) лишь за счет повышения скорости прокачивания жидкости невозможно (рис. 86).

Рис. 86. Зависимость угла застойной зоны <р от Лр/Лрп в эксцентричном кольцевом пространстве скважины:

а — d = 39 8 мм D = = 56 б мм- б — d = 25 мм D = 56 6 мм Ар - перепад давления'на длине 7-Ар„ - минимальный^перепад при котором начинается движение жидкости, Ар„ = 467/D где 6 -статическое "напряжение сдвига- D - гидравлический диаметр

220

Одним из путей разрушения застойных зон при эксцентричном расположении обсадной колонны в скважине является размыв их при турбулентном режиме течения увеличенными объемами буферной жидкости, имеющей достаточно низкую вязкость.

В целях определения оптимальных объемов наиболее дешевой и доступной аая условий Западной Сибири буферной жидкости — технической воды на месторождении Самотлор ^ая закачки были использованы следующие ее объемы: 4, 8 и 15 м3.

Однако при попытке зацементировать скв. 2581 с закач-

Рис. 87. Сопоставление кавернограмм и акустических цементограмм продуктивных частей скв. 2851 (а), 3700 (б) и 4530 (в):

1 — КС; 2 — ПС; 3 — диаметр долота; 4 — кавернограммы; 5 — Aк, 6 — iп

221

Таблица 14

Номер скважины
Исследуемый интервал, м
Объем буферной жидкости,
м3
L, м
м
aц. %

2581 3700 4530
1707,7-1857,2 1724,0-1880,4 1683,0-1836,0
15 8
4
150,2 156,4 153,0
142,8 143,6 15,0
95,8 91,8 10,0

кой в качестве буферной жидкости 15 м3 технической воды в конце цементирования, после прокачки 29 м3 продавочной жидкости, начался интенсивный перелив пластовой воды из талицкой свиты с глубины 300-350 м; после 16 ч ОЗЦ в межколонном пространстве давление повысилось до 1 МПа. Следовательно, при использовании больших объемов буферной жидкости необходимо обязательно учитывать пластовые давления, в противном случае возникает реальная опасность возникновения выброса скважинного флюида.

В то же время сопоставление акустических цементограмм продуктивной части разреза скв. 4530, 3700 и 2581 (рис. 87), в которых в качестве буферной жидкости использовали соответственно 4, 8 и 15 м3 технической воды, показало, что при аналогичных геологических условиях с увеличением объема закачиваемой буферной жидкости возрастает суммарная протяженность интервалов контакта цементного камня с колонной ^ lAоследовательно, с увеличением объема закачиваемой буферной жидкости значение коэффициента качества цементирования также увеличивается (табл. 14).

Гидравлические сопротивления при движении буферной жидкости в кольцевом пространстве скважины в некоторой степени препятствуют возникновению водонефтегазопрояв-лений в процессе цементирования. Исходя из условия исключения таких проявлений, но без учета гидравлических сопротивлений при движении буферных жидкостей в кольцевом пространстве, максимально допустимый объем буферной жидкости с удельным весом у6 можно определить следующим образом.

Если на глубине Lu расположен пласт с давлением рпд, с учетом которого подбирают удельный вес бурового раствора Убрг то допустимая высота столба буферной жидкости lб при Уб < Убр и удельном весе тампонажного раствора ут > у6р может быть найдена из условия:

222

0,1 y6p(Ln-76)cosa + 0,1 y676 cosa = арил,

(35)

где a — среднее значение зенитного угла ствола скважины; а — коэффициент превышения в скважине пластового давления над гидростатическим.

Значение а при Lu > 1200 м может быть принято равным 1,1. Тогда из (35) следует, что

1б=--------------^^^. (36)

Y6p - Y6

Максимально допустимый объем буферной жидкости определяется умножением значения 1б на средневзвешенное по стволу значение площади кольцевого пространства скважины.

Как показано на примере скв. 2581, бессистемное увеличение объемов закачиваемых буферных жидкостей неизбежно ведет к резкому снижению гидростатического давления и возникновению связанных с этим водогазонефтепроявлений. Вследствие этого увеличение объемов буферной жидкости необходимо увязывать с соответствующим повышением ее удельного веса без ухудшения гидравлических свойств. Одним из возможных путей достижения этой цели является применение утяжеленных буферных жидкостей с небольшой вязкостью, например водных растворов поваренной соли, хлористого кальция, хлористого цинка и других солей. Однако при применении указанных буферных жидкостей особое внимание следует уделять воздействию их на буровой раствор в связи с возможностью его коагуляции.

Оценка эффективности применения дизельного топлива в ка-

честве буферной жидкости

С целью снижения гидростатического давления столба жидкостей при цементировании скважин рекомендовалось использование в качестве добавки к буферной жидкости расчетного объема нефтепродукта (нефти, дизельного топлива и др.). Применение буферных жидкостей на нефтяной основе должно способствовать возникновению ранней турбулизации цементного раствора в зоне смешивания его с глинистым и, следовательно, облегчать вытеснение последнего.

С учетом изложенного было проведено промысловое испытание дизельного топлива в качестве буферной жидкости при цементировании скв. 558 месторождения Самотлор [71]. С целью уменьшения смешивания дизельного топлива с рас-

223

твором в колонне использовалась нижняя разделительная пробка диафрагменного типа конструкции ВНИИКРнефть.

Проведенное для оценки эффективности применения дизельного топлива сопоставление результатов интерпретации гамма-гамма-цементограмм и кавернограмм по скв. 558 и двум соседним — 557 и 6039, в которых в качестве буферной жидкости использовалась вода, позволило установить, что, несмотря на повышенную кавернозность зацементированной части скв. 558, по сравнению с соседними скважинами, плотность цементного камня и однородность заполнения им за-колонного пространства в скв. 558 оказались больше, чем в скв. 557 и 6039. Кроме того, отмеченная на цементограммах переходная зона между глинистым и цементным растворами в заколонном пространстве (зона смешивания этих растворов) в скв. 558 значительно меньше, чем в скв. 557 и 6039, что, вероятно, обусловлено более равномерным вытеснением промывочной жидкости за колонной в процессе цементирования.

В то же время сопоставление акустических цементограмм этих скважин показало, что, несмотря на большую плотность и однородность цементного камня в скв. 558, количество и протяженность интервалов с наличием контакта цементного камня с колонной, а, следовательно, и значение Кц, в ней значительно меньше, чем в скв. 557. Это можно объяснить образованием на наружной поверхности обсадной колонны (вследствие применения дизельного топлива) масляной пленки, создающей микрозазор между цементным камнем и колонной. Возможно также, что уменьшение интервалов наличия контакта цементного камня с колонной и, следовательно, Кц в скв. 558 вызвано ее повышенной кавернозностью или же совместным влиянием обоих факторов. Отсюда следует необходимость учета этих факторов при оценке по данным АКЦ эффективности применяемых усовершенствований цементирования скважин.

Возможность определения прочностных параметров цементного камня

Существующие статические методы определения деформационных свойств тампонажного камня, характеризующих его прочность (модуля упругости, модуля сдвига) и коэффициента Пуассона далеко несовершенны, а в условиях скважин применение этих методов невозможно.

Проведенные теоретические и экспериментальные иссле-

224

дования показали, что использование акустического метода значительно облегчает и ускоряет решение этой задачи, а дальнейшее его совершенствование может позволить получать информацию о прочностных характеристиках цементного камня в условиях скважин [100].

Ультразвуковая волна проходит через цементный камень со скоростью, значение которой зависит от его прочностных свойств. Зависимость скоростей распространения в тампо-нажном камне продольной vp и поперечной vs волн от этих свойств выражается формулами:

(37)

vp =
\е 1

У Р (1- т-2т2)

Vs =
\Е 1 = (G У2р(1 + ш) "\|р

(38)

где Е - модуль упругости, Па; т - коэффициент Пуассона; р — плотность, кг/м3; G — модуль сдвига, Па.

Из решения этих уравнений относительно та, следует:

1 т = —

2

1-

\ _1

(39)

Аналогичным образом можно получить выражения для Е и G.

Известно, что кроме продольных поперечные акустические волны можно возбуждать в твердых телах путем изменения угла ввода в них акустического сигнала или конструкции излучателя. Исходя из этого положения, для определения скорости распространения в тампонажном камне продольных и поперечных волн была разработана и изготовлена установка, позволяющая проводить такие определения в условиях, приближенных к скважинным (рис. 88).

Корпусом этой установки является толстостенный цилиндр 10, рассчитанный на рабочее давление 1,5-108 Па. Цилиндр помещен в электрообогревательную рубашку 21. В верхнюю часть цилиндра вставлена байонетная головка 13 с сальниковым уплотнением 14, через которую проходит герметизированный сальниками 2 валик 3. На его резьбовой части размещен ползун 8 с акустическим приемником 19. Для выдер-

225

1

Рис. 88. Установка для измерения скоростей распространения продольных и поперечных волн

живания нагрузок от внутреннего давления валик опирается на подшипник 4. В байонетную головку вмонтированы герметизированные электровводы 5 для электрического соединения с акустическим приемником 19 и излучателем 7; последний вместе с шарнирной стойкой закреплен на байонет-ной го- ловке.

Изменение угла ввода акустического сигнала от излучателя осуществляется штоком 15, герметизированным сальником 12, одновременно воспринимающим нагрузку от внутреннего

давления. Образец (“балочка") тампонажного камня 16 в изоляторе 17 крепится к плите 6. Между акустическим приемником и излучателем помещен экран 18.

Для повышения надежности крепления и улучшения условий исследования испытываемого образца тампонажного камня на байонетной головке предусмотрены шпилька под плиту и стержень 9 с поворотным рычагом 20.

Камера в рабочем положении заполнена маслом. Давление в нее подается через штуцер. Сигналы от импульсного генератора 1 возбуждают излучатель акустических колебаний, которые, проходя дважды через масло и образец тампонажного камня, попадают в акустический приемник-преобразователь, а поступающие из него через электровводы электрические аналоги акустических колебаний регистрируются осциллографом 11.

Для определения скорости распространения в тампонаж-ном камне продольной волны штоком 15 устанавливают угол ввода акустического сигнала меньше первого критического угла. Акустический сигнал от излучателя проходит через цементный камень в приемник, а его вступление регистрируется осциллографом. Затем с помощью штока 3 приемник перемещается на другое расстояние от излучателя, от которого снова подается акустический сигнал и определяется время его прихода в приемник с помощью осциллографа, регистрирующего время прохождения сигнала по участку тампонажного камня между излучателем и приемником. Зная длину пути и время его прохождения, находят скорость распространения продольных колебаний в образце-балочке тампонажного камня.

Для расчета скорости прохождения через образец тампонажного камня поперечных волн устанавливали угол ввода акустического сигнала между первым и вторым его критическими значениями. Остальные проводимые операции были аналогичны описанным выше.

Определив скорости распространения продольной и поперечной волн, из выражений (37) и (38) находили значения прочностных параметров образцов тампонажного камня при заданных температуре и давлении.

Установка была использована для исследования образцов тампонажного камня, извлеченных из вышеописанных моделей зацементированных скважин. Из цементного камня изготовлялись стандартные образцы-балочки размером 40х40х х160 мм, которые в созданной установке “прозвучивали" по четырем граням.

227

Полученные с помощью этой установки значения скоростей распространения продольных и поперечных волн легли в основу расчетов, по которым были построены графические зависимости (рис. 89). Их анализ показывает, что с ростом предела прочности образцов тампонажного камня на сжатие асж до 2,3-107 Па наблюдается увеличение скорости продольной волны v сначала достаточно резкое, а затем менее интенсивное. С уменьшением значения коэффициента Пуассона m и увеличением значения модуля упругости О цементного камня скорость акустических волн возрастает. Аналогичный, но более плавный характер изменения скорости имеют и поперечные волны.

Ошибка при оценке с помощью созданной установки скоростей продольных и поперечных волн, составляющая около 1 %, не приводит к большой погрешности в определе-

нии прочностных параметров тампонажного камня.

Так как модели скважин цементировали и исследовали в атмосферных условиях, то и “прозвучивание” в установке производили в тех же условиях. Но созданная установка позволяет осуществлять исследования при высоких температурах и давлениях. Кроме того, прочностные параметры цементно-

Рис. 89. Зависимости скоростей распространения поперечной (сплошная линия) и продольной (пунктирная) волн от предела прочности при сжатии О (1), коэффициента Пуассона m (2) и модуля упругости асх (3) образцов

тампонажного камня 228

го камня можно определять в ней не только на стандартных балочках, так как ^^ая этого достаточно иметь образец произвольной формы, у которого поверхность обработана по одной грани.

Из изложенного также следует, что принцип работы созданной установки может быть использован ^\я определения прочностных параметров тампонажного камня в скважинных условиях, однако для его реализации в этом направлении необходимы проведение дополнительных исследований и опытно-конструкторские разработки (ОКР).

Оценка коэффициента вытеснения

в заколонном пространстве бурового раствора

цементным

По данным АКЦ возможно определение коэффициента вытеснения промывочной жидкости цементным раствором ^\ая отдельных интервалов зацементированной части зако-лонного пространства искривленных скважин [93]. Последнее предполагает обязательное прилегание колонны к стенке скважины и тем самым защемление промывочной жидкости по обе стороны ее прилегания (рис. 90).

Угол ф определяется по данным АКЦ с помощью кривой зависимости коэффициента затухания (поглощения) акустических колебаний ос от угла раскрытости канала в цементном кольце по отношению оси колонны ср,

Рис 90 Схема экспентоично-го расположения обсадной колонны в стволе скважины:

I — СТВОЛ СКВаЖИНЫ* 2 —

тампонажный бэствоб' 3 — обсадная колонна- 4 - защемленный буровой раствор

229

it • IE~t 15

Показатель
Скважина

63
18

R1r см R2, см А,., усл. ед. Ащ-, усл. ед.
13,14 7,30 1,0 0,81
13,45 7,30 1,0 0,52

Показатель
Скважина

63
18

а, см"1 Ф, градус квыт, %
3,3-Ю"3 320 29
51-10"3 242 71

а

in

( Ак ^

АЦК/

+ а

(40)

где Ак, Ацк — амплитуды продольной волны соответственно в свободной и зацементированной колонне, усл. ед.; I - база измерения АКЦ, равная расстоянию от излучателя до приемника; ак — коэффициент поглощения продольных акустических волн в свободной колонне, равный 2,5-1(Г3 см-1.

Зная ф, радиусы колонны F^ и скважины R2 с помощью тригонометрических функций определяют площадь поперечного сечения участков защемления промывочной жидкости А^АС^Аз, а затем и коэффициент ее вытеснения квыт цементным раствором.

В табл. 15 приведены определяемые для вычисления значений квыт показатели в одинаковых по геолого-техническим условиям интервалах (2213 — 2324 м) заколонного пространства двух скважин Подгорненской площади.

Значительное превышение значения квыт в скв. 18 по сравнению со скв. 63 объясняется большей скоростью вытеснения (1,19 м/с) в скв. 18 по сравнению с 0,46 м/с в скв. 63.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)