Методы изучения технического состояния скважин реферат

Обновлено: 07.07.2024

Геофизика

Методы ГИС применяются для изучения технического состояния бурящихся, эксплуатационных, нагнетательных и других скважин, т. е. на всех стадиях их использования в горно-геологическом процессе. Основными направлениями изучения технического состояния являются контроль траектории скважины в пространстве (инклинометрия), измерение диаметра и профиля сечения скважины (кавернометрия, профилеметрия), исследование состояния обсадной колонны и цементного камня за обсадной колонной, выделение мест притоков, поглощений и затрубной циркуляции жидкости. Получаемая информация необходима для проходки и завершения строительства скважины, контроля разработки месторождения, проведения ремонтных работ в скважинах, а также интерпретации результатов отдельных геофизических методов.

Скважины проектируются вертикальными, наклонно направленными или горизонтальными. Вертикальная скважина никогда не бывает действительно вертикальной, так как при бурении происходит отклонение ствола скважины от вертикали по причинам геологического и технологического характеров (вскрытия пластов разной твердости, залегающих не горизонтально, изгиба бурильных труб и других причин). Бурение наклонно направленных скважин проводят, когда необходимо вскрыть пласт, удаленный от устья скважины, а расположить оборудование непосредственно над объектом невозможно (например, на заболоченных участках, в зоне вечной мерзлоты, в районах массовой застройки или расположения промышленных объектов); при вскрытии крутопадающих пластов; при кустовом бурении на шельфе (c одной площадки) и других случаях. В последнее время широкое распространение получила сложная технология горизонтального бурения для эксплуатации нефтегазовых месторождений. Одно из существенных ее преимуществ — то, что нефть отбирается из значительно большего по объему участка, чем при традиционной эксплуатации пласта вертикальной скважиной. С другой стороны, можно обойтись значительно меньшим числом скважин, что имеет немаловажное экологическое и экономическое значение. Применение горизонтальной проходки наиболее эффективно при добыче из коллекторов с высокой вертикальной трещиноватостью, из маломощных коллекторов, с целью интенсификации слабопроницаемых пластов и т. д. По тем же причинах, что при вертикальном бурении, траектория наклонно направленной или горизонтальной скважины может отклоняться от проектной. Таким образом, информация о фактическом положении ствола позволяет определить заданное положение забоя, а также глубины залегания и мощности объектов исследования или эксплуатации, выявить участки резких искривлений, осложняющих спуск буровой колонны, аппаратуры и оборудования.

Отклонение оси скважины от заданного направления называют искривлением скважины . Положение оси скважины определяют по двум углам (рис. 7.35):

• углу искривления ( Δ ) — углу отклонения (наклона) оси от вертикали на разных глубинах. Этот угол также часто называют зенитным углом , или углом кривизны скважины ;

• дирекционному углу ( α ) (направлению отклонения) — углу между горизонтальной проекцией элемента оси скважины и северным концом осевого (или среднего) меридиана, взятому в сторону увеличения глубины скважины.

Плоскость, проходящую через вертикаль и ось скважины в определенном интервале глубин, называют плоскостью искривления . Вместо дирекционного угла α обычно пользуются получаемым непосредственно в результате измерения магнитным азимутом φ — углом, отсчитываемым по ходу часовой стрелки между направлением на магнитный север и горизонтальной проекцией скважины (см. рис. 7.35). Оба угла связаны соотношением: α = φ + γ ± D , где γ — угол сближения (угол между осевым меридианом и меридианом в данной точке; он может быть положительным или отрицательным); D — магнитное склонение (восточное со знаком плюс, западное со знаком минус). Значения γ ± D обычно указываются на картах. Углы измеряют в градусах и минутах.

Рис. 7.35. Проекции участка ствола скважины на горизонтальную ( а )
и вертикальную ( б ) плоскости

Приборы для измерения угла искривления и магнитного азимута называют инклинометрами (от лат. incline — «наклоняю» и «метр»), а метод определения основных параметров (угла и азимута), характеризующих искривление буровых скважин, путем контроля инклинометрами с целью построения фактических координат на разных глубинах скважин — инклинометрией .

Принцип действия большинства инклинометров основан на использовании гравитационных и магнитных полей Земли или гироскопического эффекта, и их можно объединить в две группы. В первую группу входят магнитометрические инклинометры , в которых, условно говоря, для измерения азимута служит магнитная стрелка (буссоль), а для угла искривления — отвес. Ко второй группе относятся более сложной конструкции гироскопические инклинометры , в них в качестве датчика азимута применяют гироскоп , а для контроля угла искривления — отвес или также гироскоп (стабилизатор горизонта) . Гироскоп представляет собой быстро вращающийся ротор, который может свободно поворачиваться вокруг трех взаимно перпендикулярных направлений, пересекающихся в его центре тяжести. При вращении гироскоп неизменно сохраняет первоначально заданное направление своей оси (оси ротора) в пространстве, поэтому заданное направление может служить исходным ориентиром измеряемых параметров. Гироскопические инклинометры, в отличие от магнитометрических, позволяют проводить измерения в обсаженных скважинах, а также при аномальном магнитном поле.

Перед измерениями в скважине проверяют правильность работы прибора на поверхности путем согласования его показаний с заданными значениями угла искривления и азимута (градуировка зонда) . Далее инклинометры опускают в скважину на кабеле с центрирующими устройствами или транспортируют буровым инструментом. Определение искривления скважины проводят при подъеме или спуске прибора в точках через 20–25 м в вертикальных скважинах и 5–10 м в наклонно направленных или горизонтальных. Современные гироскопические инклинометры позволяют измерять угол искривления с погрешностью не более ±0,1°, азимут — ±1° (до 70° зенитного угла). Показания датчиков инклинометров преобразуются в электрический сигнал и по кабелю передаются на поверхность или могут быть автономно записаны в приборе. Первичные данные представляют собой таблицу, строки которой содержат глубину, определенную, например, по каротажному кабелю, и углы искривления и магнитного азимута, измеренные на этой глубине. При расчетах траектории ствола ось X выбирают по направлению северного конца осевого меридиана, ось Y — на восток, ось Z — вертикально вниз, начало координат по горизонтали полагают в устье скважины, а по вертикали — на альтитуде скважины (высоте устья скважины над уровнем моря). В результате можно, например, построить инклинограмму — проекцию ствола скважины на горизонтальную плоскость (рис. 7.36). Ее получают последовательным соединением проекций отдельных интервалов, начиная с наименьшей глубины. Так, горизонтальная проекция интервала i , отклоненного от вертикали на угол искривления Δ i , равна: ∆ l i = l i sin( Δ i ), где l i = h i – h i– 1 — длина интервала; h i и h i– 1 — глубины начальной (верхней) и нижней (конечной) точек наблюдений. Соединяя начальную и конечную точки инклинограммы, получают отрезок, показывающий общее смещение забоя скважины от вертикали. Подобным образом можно построить проекцию ствола скважины на вертикальную плоскость. Результаты инклинометрии представляют также в виде таблицы следующих значений, соответствующих точкам измерений: глубины; углов искривления, магнитного азимута, дирекционного; декартовых координат; смещений от устья скважины по горизонтали, удлинений ствола скважины (разница между глубиной и z -координатой, взятой со знаком минус) и некоторых других.

Рис. 7.36. К построению инклинограммы

Кроме изучения траектории ствола скважины инклинометры помогают определять элементы залегания пластов, т. е. углы и азимуты падения пластов, являясь составной частью пластовых наклономеров (см. 7.2.8).

7.7.2. Кавернометрия и профилеметрия

При бурении скважины ее диаметр, в общем, может значительно отличаться от окружности и диаметра долота. Диаметр долота принимают за номинальный диаметр скважины ( d Н ). Метод ГИС, предназначенный для измерения фактического (усредненного) диаметра скважины (d С ), называют кавернометрией, соответствующий прибор — каверномером, а диаграмму изменения диаметра — кавернограммой. Метод ГИС, предназначенный для изучения профиля скважины — сечения, перпендикулярного оси скважины, называют профилеметрией, а соответствующий прибор — профилемером.

Изменение d С с глубиной, как и профиль скважины, зависят от литолого-петрографических свойств горных пород и технологии бурения, они могут также меняться со временем. Номинальный диаметр (d С = d Н ) сохраняется в плотных непроницаемых породах. Уменьшение диаметра (d С < d Н ) обычно наблюдается напротив проницаемых пластов. Из-за превышения скважинного давления над пластовым фильтрат бурового раствора проникает в пласт и в результате на стенке скважины образуется глинистая корка. Это может служить признаком коллектора, однако следует учитывать, что при очень большом перепаде давлений глинистая корка может образоваться и напротив слабопроницаемых пород. Увеличение диаметра (d С > d Н ), сопровождающееся, как правило, образованием каверн, имеет место напротив глин, аргиллитов, каменной соли, трещиноватых и кавернозных известняков. Несоответствие профиля необсаженной скважины окружности может свидетельствовать о наличии желобов, под которыми понимают существенное отклонение профиля скважины от окружности. Желоба образуются в процессе бурения, при спуско-подъемных операциях бурового инструмента в результате воздействия его замковых соединений на искривленный ствол скважины.

Существуют каверномеры с механическими и акустическими измерительными системами.

Механический каверномер (рис. 7.37) состоит из трех или четырех рычагов 1 , расположенных вокруг корпуса прибора через одинаковые углы (90° или 120°) и прижимаемых пружинами 2 к стенкам скважины, и реостата 4, ползунок которого через толкатели 3 связан с рычагами. Перемещение рычагов вызывает изменение сопротивления реостата 4 , пропорциональное среднему диаметру скважины , т. е. диаметру окружности, описывающей наиболее удаленные от оси прибора точки измерительных рычагов или удвоенное среднее значение величины расстояний указанных точек от оси прибора.

Рис. 7.37. Схема конструкции механического каверномера (пояснения в тексте)

В механических профилемерах рычажные щупы располагают попарно в нескольких вертикальных плоскостях через одинаковые углы, однако сигналы от каждой пары регистрируют отдельно. Так как конструкции каверномеров и профилемеров в принципе одинаковы, то на практике часто изучение диаметра и профиля скважины проводят одновременно с помощью каверномера-профилемера, имеющего две пары рычагов. Такой прибор обеспечивает измерение четырех независимых радиусов скважины с последующим вычислением двух взаимно перпендикулярных диаметров, большого (d С , Б ) и малого (d С , М ), и среднего диаметра (d С ) (рис. 7.38). В общем случае знания величин d С , Б и d С,М недостаточно для однозначной приближенной оценки профиля. Однако экспериментально установлено, что при произвольном вращении прибора, как правило, одна из пар занимает положение, соответствующее ее максимально возможному раскрытию, что способствует однозначности замера. При выявлении длинных желобов для их изучения применяют профилемеры с количеством пар более четырех и учитывают ориентацию прибора. Приборы необходимо центрировать в скважине, при их опускании рычаги складывают, а в начале измерений — раскрывают с помощью электрического сигнала с поверхности. Погрешность измерения каверномером трубы диаметром 200–300 мм не больше 2 мм.

Рис. 7.38. Выделение желобов в скважине (по Е. М. Пятецкому):

Измерительные системы акустических каверномеров и профилемеров подобны скважинному акустическому телевизору (см. 7.4.2, метод акустического каротажа на отраженных волнах), однако работают на принципе акустической импульсной эхолокации. Электроакустические преобразователи, выполненные из пьезоэлектрика и расположенные равномерно по окружности корпуса прибора, работают попеременно в режиме излучения импульсов с рабочей частотой 200–500 кГц и приема. В результате регистрируются времена распространения волн от излучателя до стенки скважины и обратно. По этим временам, зная скорость акустической волны в скважинной жидкости, нетрудно определить расстояние до стенки скважины от каждого излучателя и, соответственно, оценить средний диаметр скважины или изучить ее профиль. Преимущество акустических систем заключается в том, что в них исключены сложные кинематические и гидравлические узлы, характерные для механических приборов. Недостаток — большое затухание высокочастотных волн в вязкой ПЖ или при наличии газа в скважинной жидкости.

Кавернометрию используют для решения следующих задач: расчета объема цемента, требующегося для заполнения затрубного пространства при цементировании скважины; контроля состояния ствола скважины в процессе бурения; интерпретации результатов отдельных методов ГИС (например, ЯФМ, МБК); выявления коллекторов по наличию глинистой корки и других.

Профилеметрию применяют для выявления желобов, которые часто встречаются; более точного расчета объема затрубного пространства; интерпретации результатов качества цементометрии скважин.

Методы контроля технического состояния скважин. Термомерия скважин. Цементометрия скважин

Скважинные приборы и специальные методики проведения исследований технического состояния скважин. Инклинометрия, кавернометрия и профилеметрия скважин. Контроль качества цементирования с целью определения местоположения цемента в затрубном пространстве.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	30.03.2017
Размер файла	483,3 K

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Методы контроля технического состояния скважин. Термомерия скважин. Цементометрия скважин

Геофизические методы применяют для изучения технического состояния бурящихся и эксплуатационных скважин. Для этого разработаны скважинные приборы, специальные методики проведения исследований, которые реализуют принципиальные возможности различных геофизических методов.

Инклинометрия скважин. В проектах на бурение проводка скважин предусматривается вертикальной или в заданном направлении (наклонно-направленные). Направленное бурение проводят в тех случаях, когда кровлю пласта необходимо вскрыть в точках, проекция которых на земную поверхность смещена относительно устья скважины. Это требуется при кустовом бурении в случае, когда невозможно разместить оборудование непосредственно над объектом бурения, при вскрытии крутопадающих пластов и т. п. Однако и при бурении вертикальных скважин за счет изгиба бурильных труб и вскрытия пластов различной твердости, залегающих под некоторым углом к горизонтальной поверхности, происходит отклонение ствола от вертикали, называемое искривлением скважины. Пространственное положение любой точки ствола скважины характеризуется двумя углами: углом искривления д (кривизны скважины) - отклонением оси скважины от вертикали (рисунок 1, а) и дирекционным углом д (рисунок 2б - углом между горизонтальной проекцией элемента оси скважины, взятой в направлении увеличения глубины скважины, и географическим меридианом.

Обычно вместо дирекционного угла пользуются магнитным азимутом ц, т. е. углом, отсчитываемым по ходу часовой стрелки между направлением на магнитный север См и горизонтальной проекцией элемента оси скважины. Определение искривления скважины сводится к замерам положения в пространстве оси скважины, следующим один за другим. Причем в пределах каждого отрезка ось скважины отождествляют с прямой линией. Измерения в скважинах выполняют по точкам. В вертикальных скважинах расстояние между точками наблюдения (шаг измерения) принимают равным 25 м, в наклонно-направленных -5 м. При определении проекции ствола скважины условно принимают, что углы д и ц, полученные в нижней точке интервала исследования, остаются постоянными до следующей точки измерения. Плоскость, проходящую через вертикаль, и прямую линию, принимаемую в данном интервале за ось скважины, называют плоскостью искривления. Истинные значения угла отклонения д, а также величину горизонтальной проекции заданного интервала глубин определяют в плоскости искривления.

Проекцию интервалов ствола скважины на вертикальную плоскость (рисунок 1) а определяем как:

h_i₊₁ и h_i-- глубина нижней и верхней точек измерения

Для определения абсолютной отметки вскрываемого i-ro пласта Hi вычисляют сумму вертикальных проекций от устья скважины до изучаемого интервала:

Рисунок 1. Проекция участка ствола скважины на вертикальную (а) и горизонтальную (б) плоскости.

Углы и азимуты отклонения в скважинах измеряют специальными скважннными приборами - инклинометрами. В практике геологоразведочных работ на нефть и газ наиболее широко применяются инклинометры с дистанционным электрическим измерением, в которых датчиками служат градуированные электрические сопротивления.

Кавернометрия и профилеметрия скважин. В процессе бурения скважины ее диаметр не остается постоянным; он изменяется с глубиной и во времени. Диаметр скважины может быть номинальным, т. е. соответствовать диаметру долота, быть больше или меньше номинального. Изменения диаметра определяются литолого-петрографическими свойствами горных пород и зависят также от технологии бурения.

Номинальный диаметр d_H сохраняется в плотных, непроницаемых породах. Увеличение диаметра dc>d_H наблюдается при разбуривании глин, аргиллитов, каменной соли, трещиноватых и кавернозных известняков, против коллекторов наблюдается уменьшение диаметра скважины за счет образования глинистой корки.

Кавернометрия входит в стандартный комплекс геофизических исследований, и регистрация диаметра скважины является обязательной во всех скважинах. Данные кавернометрии используют при литологическом расчленении разреза, при вычислении удельного сопротивления горных пород, при истолковании диаграмм микрозондов, определении пористости, глинистости по данным радиоактивных методов и т. п.

Кроме того, данные кавернометрии широко используют для решения технических задач. Схема измерения скважинным каверномером приведена на рисунке 2.

Рисунок 2. Схема измерений со скважинным каверномером и приме записи кавернометрии.

Скважинный каверномер-профилемер СКП позволяет одновременно непрерывно регистрировать три кривые: кавернограмму и две кривые для диаметров скважины в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Диаметры скважин определяют по величине раскрытия двух пар независимо перемещающихся измерительных рычагов. Информация передается по одножильному - кабелю с использованием схемы частотного разделения сигналов.

Термометрия скважин. Метод термометрии заключается в изучении естественных и искусственных тепловых полей в скважине в установившемся и неустановившемся режимах. Измеряемая величина - температура (разность температур) - в градусах Цельсия (°С). Термические методы ГИС основаны на изучении естественных и искусственных тепловых полей. Различают методы естественных и искусственных тепловых полей. Знание естественной температуры недр необходимо для учета факторов, определяющих условия образования нефти и газа, их миграцию, скопление в виде залежей, фазовое состояние в пластовых условиях. Дифференциация горных пород по удельной теплопроводности позволяет в ряде случаев осуществить литологическое расчленение разрезов скважин по диаграмме изменения температуры в зависимости от глубин. Для этого геотермограмму разбивают на отдельные участки с близкими значениями градиентов температуры. Локальные изменения температуры в нефтеносных и газоносных горизонтах образуются при поступлении в скважину нефти или газа. Газ вызывает резкое снижение температуры, нефть создает небольшие положительные аномалии. Изменения геотермического градиента в галогенных отложениях обусловлены эндотермическими реакциями растворения солей промывочной жидкостью. На термограммах эти отложения выделяются понижением температуры. В рудных, особенно сульфидных отложениях возникают положительные изменения геотермического градиента, обусловленные процессами экзотермического окисления руды промывочной жидкостью. По тем же причинам положительными аномалиями градиента отмечаются угольные пласты. Существует ряд факторов, позволяющих использовать термометрию для контроля технического состояния скважин. Это притоки пластовой и поглощение промывочной жидкостей, затрубная циркуляция вод, экзотермический процесс затвердевания цементного камня.

Метод искусственного теплового поля основан на изучении изменения во времени теплового поля, искусственно созданного в скважине. Различная скорость изменения температуры обусловлена дифференциацией горных пород по температуропроводности или наличием притоков, поглощений и затрубной циркуляции жидкости. Искусственные аномалии теплового поля в скважине могут быть созданы путем заполнения ствола промывочной жидкостью с температурой, отличающейся от температуры пород, или нагреванием жидкости в результате экзотермической реакции затвердевания цемента. Метод искусственного теплового поля применяют для контроля разработки нефтегазовых месторождений или при изучении технического состояния скважин.

Измерение естественных полей выполняют:

- в установившемся режиме с целью определения естественной температуры пород, геотермического градиента, геотермической ступени;

- в неустановившемся режиме для сопровождения бурения и каротажа - определения температурного режима работы бурового инструмента и скважинных приборов;

- получения информации для учёта температуры при интерпретации данных каротажа.

Геотермические исследования проводят только на спуске прибора после пребывания скважины в покое не менее 10 суток. Более точный промежуток времени устанавливают для района опытным путем; реально он может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. В скважине не должно быть перелива, газопроявлений, затрубного движения. Схема выделения затрубной циркуляции по данным термометрии показана на рисунке 3.

Рисунок 3. Схема выделения затрубной циркуляции по данным термометрии: 1- цемент, 2-порода

Цементометрия скважин. Цементирование затрубного пространства необходимо для крепления ствола скважины и изоляции пластов. Главная цель цементирования скважин - надежное перекрытие всех дебитирующих и поглощающих горизонтов, предотвращение возможных перетоков, а также формирования глубоких зон проникновения в коллекторах.

Ведущая роль принадлежит акустическому методу, методика которого и аппаратура постоянно совершенствуется. В настоящее время контроль качества цементажа на основе АК оформился в самостоятельное направление акустических исследований, которое получает хорошее теоретическое обоснование, программное обеспечение и специализированную аппаратуру (широкополосная, многочастотная, с регистрацией полной волновой картины и др.). скважина инклинометрия кавернометрия цементирование

Контроль качества цементирования проводят с целью определения местоположения цемента в затрубном пространстве, выявления дефектов (трещин и раковин) в цементном камне, участков неудовлетворительного контакта на границе цемент-порода. Для определения местоположения цемента в затрубном пространстве применяют термометрию, метод радиоактивных изотопов, основанный на регистрации гамма-излучения радиоактивных изотопов, добавленных в цементный раствор при его приготовлении, плотностной гамма-гамма-метод и некоторые модификации акустического метода.

На рисунке 4 показан пример определения уровня подъема цемента по данным термометрии и ГГК-П.

Рисунок 4. Пример определения уровня подъема цемента по данным термометрии и ГГК-П.

Для определения высоты подъёма цемента за обсадной колонной измерения проводят от устья до забоя скважины после затвердевания цемента, но не позже чем через двое суток после цементирования колонны для нормально схватывающихся цементов и через 15-20 ч для быстросхватывающихся цементов. Запрещается проведение любых работ в скважине перед измерениями во избежание нарушения температурного режима.

Дефектометрия обсадных колонн (ОК) имеет целью контроль состояния обсадных колонн и выявление их дефектов. К характеристикам ОК, опущенных в скважину, относятся; внутренний диаметр колонн, толщина стенок, местоположение муфтовых соединений и участков нарушения целостности труб в результате перфорации, трещин и коррозии, местоположение "прихватов" труб горными породами.

Для контроля состояния ОК применяют механические, радиоактивные, индуктивные и оптические методы.

Дебитометрия и расходометрия скважин. Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе скважины, фиксируются глубинными расходомерами и дебитомерами. Расходомерами измеряют расходы воды, нагнетаемой в скважину. Дебитомерами - притоки нефти, газа и их смеси с водой. Расходомеры отличаются от дебитомеров диаметром корпуса глубинного прибора. У расходомеров он больше, чем у дебитомеров, поскольку первые предназначены для измерения больших объемов жидкости в нагнетательных скважинах - от 2000 до 5000 м 3 /сут. Дебитомеры и расходомеры делятся на механические и термокондуктивные,

- по способу регистрации - на автономные (регистрация сигналов осуществляется внутри прибора) и дистанционные (сигналы для регистрации передаются по линии связи на поверхность),

- по условиям измерений на пакерные и беспакерные.

В механических дистанционных дебитомерах и расходомерах обычно используются преобразователи скорости вращения турбинки в электрические сигналы, приборы с автономной регистрацией используют как турбинные так и поплавково-пружинные датчики. Работа термокондуктивных дебитомеров и расходомеров основана на определении количества тепла, отдаваемого непрерывно нагреваемым телом, которое помещено в поток жидкости или газа. По количеству отдаваемого тепла судят о линейной скорости потока, которая связана с объемным расходом жидкости.

Разработано много различных типов механических дебитомеров и расходомеров турбинного типа, которые отличаются в основном конструкцией пакерирующего устройства.

Механический дебитомер (расходомер) представляет собой тахометрический преобразователь скорости потока жидкости или газа. Чувствительным элементом служит турбинка, вращающаяся набегающим потоком флюида. Скорость вращения турбинки преобразуется в электрические сигналы с помощью магнитного прерывателя тока. Скорость вращения турбинки пропорциональна величине измеряемого дебита жидкости или газа. Следовательно, чем выше дебит, тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Контактный магнитный прерыватель тока обеспечивает стабильную работу прибора при скорости вращения турбинки до 3000 об/мин. Частота импульсов, поступающих по линии связи на поверхность, преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину наряжения, которая фиксируется регистрирующим прибором. Существуют следующие типы глубинных дебитомеров и расходомеров РГТ-1, ДГД-6Б, РГД-2М, РГД-3, РГД-4, РГД-бГ. Принцип работы этих приборов одинаков, а различаются они конструкциями пакерирующих устройств и способами их управления.

Список литературы

1. Андреев, А.Ф. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности / А.Ф. Андреев, В.Ф. Дунаев, В.Д. Зубарева, и др.. - М.: Олита, 2014. - 67 c.

2. Берс, Л. Математические вопросы дозвуковой и околозвуковой газовой динамики / Л. Берс. - М.: [не указано], 2010. - 257 c.

3. Бобрицкий, Н.В. Основы нефтяной и газовой промышленности / Н.В. Бобрицкий. - М.: Книга по Требованию, 2012. - 202 c.

4. Богоявленский, О.И. Методы качественной теории динамических систем в астрофизике и газовой динамике / О.И. Богоявленский. - М.: [не указано], 2013. - 5 c.

5. Булатов, А.И. Заканчивание нефтяных и газовых скважин. Теория и практика / А.И. Булатов, О.В. Савенок. - М.: Просвещение-Юг, 2010. - 121 c.

6. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - М.: Academia, 2015. - 175 c.

7. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - М.: Академия, 2010. - 141 c.

8. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - М.: Академия, 2013. - 221 c.

9. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Вадецкий. - М.: Академия, 2010. - 42 c.

10. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: моногр. / Ю.В. Вадецкий. - М.: Академия, 2011. - 153 c.

11. Васильченко, Анатолий Новые технологии в строительстве нефтяных и газовых скважин / Анатолий Васильченко. - М.: LAP Lambert Academic Publishing, 2012. - 112 c.

12. Володченко, К.Г. Колонковое бурение / К.Г. Володченко. - М.: Госгеолтехиздат, 2015. - 13 c.

Подобные документы

Геофизические методы контроля технического состояния скважины

Методы контроля технического состояния скважин. Скважинная профилеметрия. Акустические методы оценки технического состояния ствола. Аппаратура волнового акустического каротажа ВАК-8. Метод электромагнитной локации муфт и формирования сигнала локатора.

реферат [2,4 M], добавлен 08.08.2013

Консервация морских скважин

Консервация скважин, законченных строительством. Временная консервация скважин, находящихся в стадии строительства. Порядок оборудования стволов и устьев консервируемых скважин. Порядок проведения работ при расконсервации скважин.

реферат [11,0 K], добавлен 11.10.2005

Геофизические методы исследования газовых скважин

Цели и задачи геофизических исследований газовых скважин. Классификация основных методов исследования по виду и по назначению: акустический, электрический и радиоактивный каротаж скважин; кавернометрия. Схематическое изображение акустического зонда.

реферат [2,0 M], добавлен 21.02.2013

Гидродинамические исследования разведочных скважин

Методы выявления и изучения нефтегазонасыщенных пластов в геологическом разрезе скважин. Проведение гидродинамических исследований скважин испытателями пластов, спускаемых на бурильных трубах, интерпретация полученной с оценочных скважин информации.

курсовая работа [2,2 M], добавлен 20.04.2019

Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении

Опробование, испытание и исследование скважин на Приразломном месторождении. Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин). Обоснование типовой конструкции скважин. Состояния вскрытия пластов.

Методы изучения технического состояния скважин

Ключевые слова:

геофизические методы исследования скважин

Методы изучения технического состояния скважин ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Сведения о техническом состоянии скважины необходимы для контроля выполнения технического проекта на проходку скважины, принятия решения о необходимости её ремонта, а также для интерпретации результатов ГИС. При изучении технического состояния скважин проводят инклинометрию, кавернометрию и профилеметрию, контроль качества цементирования и некоторые другие исследования.

Инклинометрию проводят инклинометром, она служит для определения угла наклона ствола по отношению к горизонтальной плоскости и магнитного азимута искривления. Данные об искривлении ствола необходимы в первую очередь для определения местоположения забоя, его глубины и истинных глубин залегания пластов.

Кавернометрию проводят каверномером для определения фактического диаметра необсаженной скважины. Диаметр ствола, соответствующий диаметру долота или коронки, называют номинальным. Увеличение диаметра против номинального — образование каверн — характерно для глин, солей, песков, трещиноватых известняков, уменьшение — для пород-коллекторов. Данные о фактическом диаметре ствола необходимы при планировании технологических операций по креплению скважины и подготовке ее к эксплуатации, при интерпретации материалов большинства геофизических методов, а также при изучении литологии и выделении коллекторов.

Изучение формы сечения ствола скважины называют профилеметрией и выполняют прибором профилемером. Данные профилеметрии необходимы для более точного планирования технологических операций по проходке и креплению скважин.

Для определения местоположения цемента в затрубном пространстве применяют термометрию, метод радиоактивных изотопов, основанный на регистрации гаммаизлучения радиоактивных изотопов, добавленных в цементный раствор при его приготовлении, плотностной гамма-гамма-метод и некоторые модификации акустического метода.

Назначение и методы исследования скважин

Существует много методов исследования скважин н технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно получать непрерывно обновляющуюся информацию о скважинах и о пласте или нескольких пластах, являющихся объектом разработки. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на объекте разработки или на отдельных частях такого объекта тех или иных геолого-технических мероприятий.

Геофизические методы исследования. Из всех методов исследования скважин и пластов следует выделить особый комплекс геофизических методов. Они основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкостях при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.

Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза на стадиях бурения этих скважин, их заканчивания, а также текущей эксплуатации дают обильную информацию о состоянии горных пород, их параметрах и об их изменениях в процессе эксплуатации месторождения и часто используются при осуществлении не только геологических, но и чисто технических мероприятий на скважинах. В силу своей специфичности, необходимости знания специальных предметов, связанных с физикой земли, горных пород, а также с ядерными процессами, эти методы исследования, их теория, техника осуществления и интерпретация результатов составляют особую отрасль знаний и выполняются геофизическими партиями и организациями, имеющими для этой цели специальный инженерно-технический персонал, оборудование и аппаратуру. Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, т. е. прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скважины с помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, оснащенного соответствующей аппаратурой. К ним относятся:

1. Электрокаротаж . Одним из важнейших методов является электрический каротаж скважин, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород. Электрокаротаж и его разновидности, такие как боковой каротаж - БК, микрокаротаж, индукционный каротаж - ИК, позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки и получать другую информацию о породах.

2. Радиоактивный каротаж - РК . Он основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов, горных пород и насыщающих их жидкостей. Существует много разновидностей РК, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических элементов. Разновидностью РК является гамма-каротаж ГК, дающий каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку. Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное рассеянное породами гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате. Существующие две разновидности ГГК позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды как более тяжелой компоненты.

3. Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном (примерно 0,5 м) расстоянии и изолированный экранной перегородкой. Существует несколько разновидностей НК, как, например, нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам (НГ-Т и НГ-Н), которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях.

4. Акустический каротаж (АК). Это определение упругих свойств горных пород. При АК в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, т. е. затухание. В соответствии с этим выделяется три модификации АК: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и АК для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

5. Другие виды каротажа. К другим видам относится кавернометрия, т. е. измерение фактического диаметра необсаженной скважины и его изменение вдоль ствола. Кавернограмма в сочетании с другими видами каротажа указывает на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соответствует глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит против песков и проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соответствует номинальному, т. е. диаметру долота. Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницаемости разреза. Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту, а следовательно, по тепловому сопротивлению. Кратковременное охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне зоны разрыва при ГРП и зоны поглощения воды и газа при закачке.

Увеличение чувствительности скважинных термометров и уменьшение их тепловой инерции еще больше расширит круг промысловых задач, решаемых с помощью термометрии.

Гидродинамические методы исследования. Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и давление или его изменение. Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах.

Гидродинамические методы исследования выполняются техническими средствами и обслуживающим персоналом нефтедобывающих предприятий. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины (так называемый метод пробных откачек) и на исследования при неустановившихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления). Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня [Q(Pc)]. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта e = kh/m с призабойной зоны.

Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность c, для более удаленных зон пласта и параметр c 2 /rпр (c - пьезопроводность; rпр - приведенный радиус скважины), а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта.

Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает известные технические ограничения на возможности этого метода.

Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.

Скважинные дебитометрические исследования проводятся специальными комплексными приборами типа «Поток». Все гидродинамические и дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою через НКТ открыт и спуск приборов на забой не составляет больших технических трудностей. При других способах эксплуатации (ПЦЭН, ШСН) спуск измерительного прибора через НКТ невозможен, поэтому исследование таких скважин (а их подавляющее большинство) связано с техническими трудностями и имеет особенности.

Читайте также: