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

7

КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ МЕТОДОВ

И СРЕДСТВ КОНТРОЛЯ

ЗА КРЕПЛЕНИЕМ СКВАЖИН

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

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

7.1. РАЦИОНАЛЬНОЕ КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ ЗА ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ СКВАЖИН

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

Широкое внедрение регистрации фазокорреляционных

256

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

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

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

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

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

257

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

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

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

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

7.2. КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ МЕТОДОВ ДЕФЕКТОСКОПИИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Электромагнитный метод дефектоскопии обсадных колонн является наиболее информативным, так как позволяет определять не только места, но и характер дефектов колон-

258

ны: порывы, трещины, вздутья, смятия и др. Однако вследствие влияния помех, в основном из-за аномальной намагниченности обсадных колонн, результаты их электромагнитной дефектоскопии не всегда достаточно достоверны [82, 84].

Промысловая практика показывает, что достоверность результатов дефектоскопии обсадных колонн повышается при использовании совместно с электромагнитным методом электромеханического, позволяющего определять изменения внут-реннего диаметра обсадной колонны.

Основываясь на этом, была опробована, а затем внедрена в скважинах предприятия “Кубаньгазпром” технология дефектоскопии обсадных колонн с помощью электромагнитного и электромеханического методов.

Электромагнитный метод дефектоскопии колонн реализо-вывался с помощью разработанных В.В. Климовым индукционного дефектоскопа колонны (ИДК) и дифференциального магнитного локатора (ДЛМ) [48].

Преимущества ИДК перед применявшимся ранее сква-жинным индукционным дефектоскопом ДСП заключаются в возможности выявления трещин колонны любой ориентации и компенсации магнитных помех. На рис. 103 представлен фрагмент дефектограммы, зарегистрированной с помощью

Рис. 103. Фрагмент дефектограммы обсадной колонны после перфорации (скв. 6 Элитная площадь):

I - интервалы перфорации;

II — интервалы растрескивания колонны

259

Рис. 104. Фрагмент диаграммы, полученной с помощью дифференциального магнитного локатора ДДМ-42

Рис. 105. Фрагмент кривой измерения внутреннего диаметра эксплуатационной обсадной колонны, зарегистрированной микрокаверномером

ИДК в интервале перфорации скв. 6 Элитной площади, на котором выделяются интервалы растрескивания колонны 2 и 3 выше и ниже интервала перфорации 1.

Преимущества дифференциального магнитного локатора Л Л ТУГ заключаются в превышении чувствительности к дефектам обсадной колонны (порывам, трещинам и др.) на основе увеличения соотношения полезный сигнал — помеха. На рис. 104 показано выделение по данным ДА ТУГ интервалов перфорации 1-3 и муфтового соединения обсадной колонны 4 в скв. 5 Челбасской площади.

Электромеханический метод измерения изменений внутреннего диаметра обсадных колонн реализовывался с помощью скважинной восьмирычажной аппаратуры Киевского ОКБ ГП ПТС-4, позволяющей с высокой точностью (до ±1 мм) определять изменения диаметра обсадной колонны по восьми образующим, а также трехрычажного микрокаверномера, разработанной и созданной в НТЦ “Кубаньгазпром" малогабаритной скважинной механоакустической шумометрической аппаратуры СМАШ, принцип которой изложен в следующем разделе. На рис. 105 показаны зарегистрированные с помо-

261

щью микрокаверномера СМАШ сквозные нарушения целостности обсадной колонны скв. 117 Краснодарского ПХГ шарошечным долотом в интервале 844 — 848 м установки па-кера ПДМ.

Преимущества комплексирования электромагнитного и электромеханического методов дефектоскопии колонн иллюстрируются рис. 106, на котором данные микрокаверномера СМАШ о нарушении целостности колонны скв. 117 Красно-

Рис 106 Рртчллътаты оттпрлрлрния интрш?ало1? напутттрния целостности ко-лонны и заколонного перетока газа в скв 117 Краснодарского ПХГ:

1 - микрокавернограмма эксплуатационной колонны 2 - интервал разбуренного пакера со сквозными нарушениями колонны 3 - диаграмма ИДК эксплуатационной колонны с муфтовыми соединениями- 4 - кривая электрического потенциала колонны 5 - кривая шумометрии скважины- 6 7 -кривые НГК зарегистрированные соответственно при максимальном давлении и полностью выпущенном газе в межколонном пространстве

262

дарского ПХГ в интервале 844–848 м установки пакера ПДМ подтверждаются данными индукционного дефектомера колонны ИДК, повышая достоверность получаемых результа-тов.

7.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНТЕРВАЛОВ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

Одними из наиболее серьезных дефектов крепления скважин являются образования заколонных мегипластовых перетоков и газонефтепроявлений. Поэтому в большинстве случа-ев для достаточно достоверного определения их интервалов применяются комплексы методов, чаще геофизических и гид-родинамических.

К традиционным методам определения интервалов заколонных перетоков и газонефтеводопроявлений относятся методы термометрии и радиоактивных изотопов (радионук-лидов) с созданием в скважине репрессий и депрессий [29, 77].

Ниже рассмотрены разработанные авторами и апробированные в промысловых условиях способы определения интервалов заколонных перетоков и газонефтеводопроявлений.

7.3.1. ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ОБНАРУЖЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ

Для достижения поставленной цели было разработано комплексное устройство, содержащее аппаратуру акустического контроля за цементированием, блок выключения аппаратуры акустического контроля за цементированием, шумо-мер, блок включения шумомера, привод каротажной лебедки, узел управления приводом каротажной лебедки, а также снабженное термометром, блоком выделения сигнала аномалий температуры, блоком сравнения, реле времени, причем термометр через блок выделения сигнала аномалий температуры подключен к первому входу блока сравнения, выход которого подсоединен к входу реле времени, а первый выход реле времени через узел управления приводом каротажной лебедки подключен к приводу каротажной лебедки, второй выход реле времени через блок включения шумомера подсоединен к шумомеру, а третий выход реле времени через блок выключения аппаратуры акустического контроля за цемен-

263

тированием подключен ко второму входу блока сравнения [12].

На рис. 107 представлена функциональная схема разработанного комплексного устройства ^\я контроля за креплением скважин.

Устройство содержит привод 1 каротажной лебедки, блок 2 выключения аппаратуры АКЦ, аппаратуру АКЦ 3, термометр 4, блок 5 выделения сигнала аномалий температуры, блок 6 сравнения, реле времени 7, блок 8 включения шумо-мера, шумомер 9 и узел 10 управления приводом каротажной лебедки.

Устройство работает следующим образом.

При движении скважинного прибора по стволу скважины включены аппаратуры АКЦ и термометр 4. Сигналы от них передаются по каротажному кабелю на поверхность и регистрируются. Если на каком-либо участке ствола скважины термометр 4 зафиксирует аномальное отклонение температуры, то это отклонение выделяется блоком 5 выделения сигнала аномалий температуры и подается на один из входов блока 6 сравнения. Если значение температурной аномалии превышает определенное значение, то на выходе блока 6 сравнения появится сигнал. Этот сигнал поступает на входе реле 7 времени, которое срабатывает через определенный интервал времени. При этом происходит блокировка вход-

п

4
W
J
W
1 и

А

3
1

1
V

7

2

9

8
4-1

1

1

ч------


±
и г

Рис. 107. Функциональная блок-схема комплексного vcTDOHCTBa для контроля за креплением

скважин

264

ной цепи реле 7 времени так, что оно остается во включенном состоянии до тех пор, пока оператор вручную не переключит схему в исходное состояние. Когда реле 7 времени сработает, то оно одним из своих выходов воздействует на узел 10 управления приводом каротажной лебедки, и привод 1 каротажной лебедки останавливает движение скважинного прибора. Другой выход реле 7 времени через блок 2 выключения АКЦ выключает аппаратуру АКЦ 3, и третий выход через блок 8 включения пгумомера включает пгумомер 9.

Аналогичным образом устройство работает в том случае, если при движении скважинного прибора аппаратура АКЦ 3 в каком-либо участке зафиксирует отсутствие контакта цементного кольца с колонной, т.е. на выходе аппаратуры АКЦ 3 появится максимальный сигнал амплитуды волны, распространяющейся по колонне.

Применение реле времени обусловлено необходимостью защиты устройства от ложных срабатываний на участках ствола скважины с небольшими по протяженности аномалиями температуры или кратковременным отсутствием контакта между обсадными трубами и цементной оболочкой. Так как межпластовые перетоки, как правило, имеют значительную протяженность по стволу скважины, то им соответствуют температурные аномалии большой протяженности или длительное отсутствие контакта между цементом и обсадными трубами. Поэтому реле времени настраивается так, что оно срабатывает через некоторое время после появления сигнала на выходе блока сравнения.

После того как показания шумомера будут зафиксированы, устройство приводят в исходное состояние путем разблокировки входной цепи реле времени. При этом вновь включается аппаратура АКЦ, выключается шумомер и включается привод каротажной лебедки.

Так как стендовые и промысловые испытания показали возможность получения дополнительной информации о наличии межпластовых перетоков за обсадной колонной путем регистрации фазокорреляционной диаграммы и электрического потенциала колонны, сотрудниками ВНИИКРнеф-ти и ВНПО “Союзморгео” был создан и испытан макет комплексного устройства с регистратором ФКД, скважин-ный прибор которого снабжен электродом для регистрации ЭПК (рис. 108, ‡; он совмещен с термоэлементом) [46].

На синтетической диаграмме комплексного устройства (рис. 108, ·) наличие заколонного перетока подтверждает-

265

Рис. 108. Схема (t) и синтетическая диагоамма (•) комплексного устоойства:

1 - тампонажный камень- 2 - канал- 3 - колонка- 4 - скважинный прибор- 5 6 - акустические излучатели- 7 - электротермометр- 8 - акустический приемник- 9 10 - соответственно A , и A „• 11 - фазокоррелограмма-12 13 - кривые шумомера соответственно на частоте 1000 и 500 Гц- 14 15 16 - кривые соответственно ЭПК аномальной и абсолютной температу,ы

ся показаниями всех четырех методов, реализуемых устройством, что повышает достоверность выявления перетока.

На основе разработанного и испытанного макета комплексного устройства в ВНПО “Союзморгео” была выпущена малой серией комплексная аппаратура — индикатор качества цементирования скважин (Т/ГКТ Т).

266

7.3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНТЕРВАЛА ПЕРЕТОКА ГАЗА В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВАЖИНЫ

Сущность разработанного способа заключается в том, что после обнаружения на устье скважины повышенного зако-лонного давления, в скважине дважды — при максимальном и при полностью стравленном заколонном давлении — регистрируют изменения по стволу скважины показания ней-тронно-гамма-каротажа (НГК) — интенсивность вторичного гамма-излучения [79].

Интервал перетока газа в заколонном пространстве скважины определяют путем сопоставления диаграмм НГК, зарегистрированных при максимальном и при полностью стравленном заколонных давлениях. При сопоставлениях диаграмм НГК этот интервал отмечается большим, чем погрешность измерений, превышением интенсивностей вторичного гамма-излучения (показаний НГК), зарегистрированных при максимальном заколонном давлении, над показаниями НГК, зарегистрированными при полностью стравленном давлении.

Такое явление вызывается тем, что при максимальном заколонном давлении из канала перетока газа вытесняется наибольшее количество сопутствующей ему жидкости, а следовательно, уменьшается и число атомов водорода, замедляющих нейтроны. А это обусловливает повышение НГК (интенсив-ностей вторичного гамма-излучения) против канала перетока газа по сравнению с показаниями НГК при полностью стравленном давлении в канале.

При обнаружении на устье обсаженной скважины повышенного заколонного давления ожидают достижения им максимального значения (после чего давление остается неизменным) и производят следующие операции:

1) проводят нейтронно-гамма-каротаж по всему стволу скважины при максимальном заколонном давлении;

2) стравливают заколонное давление до атмосферного;

3) проводят нейтронно-гамма-каротаж по всему стволу скважины при атмосферном заколонном давлении;

4) сопоставляют диаграммы НГК, зарегистрированные при максимальном и атмосферном заколонном давлениях.

Интервал перетока газа в заколонном пространстве скважины определяют на диаграммах НГК против превышений показаний НГК, зарегистрированных при максимальном заколонном давлении, над показаниями НГК, зарегистрированными при атмосферном давлении.

267

Пример. После цементирования эксплуатационной колонны в скв. 135 Песчано-Уметской площади Саратовского комплекса ПХГ с искусственным забоем 1128 м было обнаружено газопроявление между эксплуатационной и технической колоннами.

Измерения на устье скважины давления газа в межколонном простран-стве показали, что через несколько суток после цементирования это давле-ние в течение часа поднималось до 4 МПа и не изменялось в течение 2 сут.

При стравливании газа из межколонного пространства давление падало до атмосферного за 1-2 мин. Это характеризует сравнительно невысокий дебит газа из межколонного пространства, а следовательно, и узость пере-точного канала.

При максимальном межколонном давлении был проведен нейтронно-гамма-каротаж по всему стволу скважины. Затем после стравливания межколонного давления до атмосферного был проведен НГК также по всему стволу скважины. Сопоставление диаграмм, зарегистрированных при мак-симальном и стравленном до атмосферного заколонных давлениях, показа-ло, что если в интервале 1030-1112 м (ниже скважинный прибор не прошел) кривые НГК практически полностью совпали, то выше глубины 1030 м до устья скважины значения показаний НГК (интенсивностей вторичного гамма-излучения), зарегистрированные при максимальном заколонном дав-лении, систематически превышали на от 0,02 до 0,1 усл. ед. значения по-казаний НГК, зарегистрированные при атмосферном заколонном давлении. Это является признаком находящего под давлением до стравливания скопления газа в интервале 0–1030 м (над верхним газонасыщенным пластом). На основе полученных результатов в качестве одного из вариантов ремон-та скважины был предложен способ вторичного цементирования под дав-лением в проперфорированные отверстия против верхнего продуктивного пласта.

В скв. 117 Краснодарского ПХГ по данным применения разработанного способа определен интервал заколонного перетока газа из эксплуатационного пласта к дневной поверхности (см. рис. 106).

7.4. УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ШУМОМЕТРИИ И МИКРОКАВЕРНОМЕТРИИ ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИН

Известен метод шумометрии скважин (или каротажа акустической эмиссии), предназначенный для определения мест негерметичности обсадной колонны или спущенных в сква-жину насосно-компрессорных труб и мест негерметичности затрубного или заколонного пространства, а также зон поглощений в скважине, путем спуска в колонну или НКТ скважинного прибора и регистрации с помощью преобразователя акустических колебаний в электрические (например, пьезоэлемента) электрических аналогов интенсивности и час-тотного спектра шумов, образующихся при движении жид-кости или газа через дефекты крепления крепи скважины или НКТ.

Данный способ имеет ряд недостатков:

268

невозможность определения изменений внутреннего диаметра обсадной колонны или НКТ по стволу скважины, в том числе каверн, порывов в теле обсадных труб или НКТ и их муфтовых соединений;

неточность определения дефектов крепи скважин из-за искажающего влияния неоднородности среды в колонне или НКТ, особенно — содержания воздуха или газа.

Известен также метод микрокавернометрии (каверно-метрии с использованием укороченных мерных рычагов), предназначенный для измерения внутреннего диаметра обсадной колонны (основному элементу крепи скважин) по стволу скважины или опущенных в скважину насосно-ком-прессорных труб, в том числе для определения местонахождения каверн и порывов в теле обсадных труб или НКТ и их муфтовых соединений.

Для реализации этого метода в обсадную колонну или НКТ спускают скважинный прибор с укороченными мерными рычагами, нижние концы которых с помощью пружин прижимаются к внутренней поверхности колонны, а их верхние концы передвигают скользящий контакт по ресхор-де (или сердечник в индукционной катушке), создавая регистрируемое при подъеме скважинного прибора изменение электрического напряжения, пропорциональное расстоянию между нижними концами противоположных мерных рычагов.

Однако этот метод недостаточно информативен для определения дефектов крепи скважин, так как с его помощью не определяются места негерметичности обсадных колонн или НКТ, затрубного или заколонного пространства, а также интервалы зон поглощений и др.

Усовершенствование метода заключается в том, что в обсадную колонну или НКТ спускают скважинный прибор, в корпус которого встроен преобразователь акустических колебаний в электрические — микрокаверномер, жестко связанный с верхними концами мерных рычагов [49, 81].

Установка в корпус прибора преобразователя акустических колебаний в электрические — микрокаверномера для измерения интенсивности и частотного спектра скважинных шумов позволяет одновременно производить микрокаверно-метрию и шумометрию, измерять изменения диаметра обсадной колонны и определять места негерметичности обсадных колонн или НКТ, затрубного или заколонного пространства, зон поглощения и др. Жесткая связь преобразователя с прижимающимися к внутренней поверхности колонны мерными рычагами позволяет использовать их как волноводы,

269

устраняющие искажающее влияние среды во внутриколонном пространстве и в НКТ на результаты измерений интенсивности и частотного спектра скважинных шумов. Кроме того, такое комплексирование методов позволяет производить шумометрию в газовой среде внутри колонны или НКТ.

Это обусловлено тем, что по стальным мерным рычагам прибора акустические колебания (скважинные шумы) попадают из скважины на преобразователь акустических колебаний в электрические с большей скоростью и значительно меньшим затуханием, чем через заполняющие внутриколон-ное пространство жидкость и газ.

На рис. 109 изображена схема применения данного усовершенствования.

В обсадную колонну или НКТ 1 с муфтовыми соединениями 2 на каротажном кабеле 8 спускают скважинный прибор 7 с мерными рычагами 5. При подъеме скважинного прибора

Рис 109 Схема поименения усовео-шенствования методов шумометрии и микрокавернометрии

270

мерные рычаги раскрываются таким образом, что их нижние концы с помощью пружин прижимаются к внутренней поверхности колонны или НКТ 1. С верхними концами мерных рычагов жестко связаны скользящий по ресходе 3 контакт 6 и преобразователь акустических колебаний в электри-чес- кие 4.

Изменение диаметра колонны или НКТ 1 вызывает изменение ширины раскрытия мерных рычагов 2, что, в свою очередь, в результате изменения положения скользящего контакта 6 на ресходе 3 вызывает изменение измеряемого на ней электрического напряжения, которое передается через кабель на регистрирующее устройство. Но так как мерные рычаги 5 постоянно прижаты к внутренней поверхности колонны или НКТ 1, они являются непрерывными волноводами для жестко связанного с ним преобразователя акустических колебаний в электрические (пьезоэлемента) 4. Поэтому при возникновении в скважине акустических колебаний (шумов) от перетоков жидкости или газа через места негерметичности колонны или НКТ, заколонного или затрубного простран-ства, эти шумы, независимо от состава и степени однород-ности среды в колонне или в НКТ, будут передаваться через мерные рычаги 5 к пьезоэлементу 4, создавая в нем изменения электрического напряжения, которые через каротажный кабель передаются на регистрирующее устройство.

На комплексной диаграмме (см. рис. 106) показаны зарегистрированные в скв. 117 Краснодарского ПХГ с межко-лонным давлением диаграммы микрокавернометрии 1 и гяу-момет-рии 5.

На диаграмме микрокавернометрии в интервале 844–848 м отмечается разбуренный пакер ПДМ со сквозными нару-шениями целостности колонны (см. рис. 105 и 106).

На диаграмме шумометрии повышение интенсивности шума от забоя к устью характеризует заколонный переток газа из продуктивной толщи к поверхности. Аномалии в интервале 110–230 м обусловлены повышением интенсивности шума в местах сужений канала заколонного перетока га-за и характеризуют высокую чувствительность и разрешающую способность усовершенствованного метода шумомет-рии.

Отсюда следует, что по данным одновременной микрокавернометрии и шумометрии уточнено определение технического состояния крепи этой скважины: наличие повреждения обсадной колонны и интервал заколонного перетока сква-жинного флюида.

271

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)