Seo-friends.ru

Большая стройка
3 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Что такое отбивка цементного кольца

Контроль цементирования обсадной колонны

После окончания бурения нефтяной или газовой скважины ствол ее закрепляют обсадными трубами, наружный диаметр которых несколько меньше диаметра ствола скважины. Поэто­му между трубами и стенкой скважины остается некоторое про­странство, называемое заколонным (затрубным). С целью охра­ны недр осуществляется цементирование заколонного простран­ства по всей глубине скважины от забоя до башмака предыду­щей колонны. После затвердения цементного раствора образу­ется цементное кольцо, назначение которого состоит в том, чтобы исключить возможность сообщения по заколонному прост­ранству между различными пластами и заводнение нефтегазо­носных пластов. Однако в ряде случаев цементирование по раз­ным причинам (неудовлетворительное качество цемента, влия­ние глинистой (корки и т. д.) оказывается неудачным: цемент­ный раствор не доходит до намеченного уровня и не перекры­вает интервалы с продуктивными пластами; на некоторых интер­валах не образуется цементного кольца или оно не захватывает все сечение затрубного пространства и т. д. Для последующей нормальной эксплуатации скважины важно выявить дефекты обсадных колонн с тем, чтобы устранить их и предотвратить обводнение нефтеносных и газоносных пластов.

Применение цементомеров. Как уже указывалось, измеряемое при ГТК рассеянное гамма-излучение определяется плотностью среды: чем больше плотность пород, тем меньше регистрируемое гамма-излучение. На этом принципе-основано устройство прибора для контроля качества цементирования об­садных колонн, называемого цементомером.

Прибор состоит из источника гамма-излучения и трех инди­каторов излучения, расположенных под углом 120° один к дру­гому и на одинаковом расстоянии от источника. Индикаторы заэкранированы так, что каждый из них способен регистриро­вать излучение только со стороны непосредственно примыкаю­щего к счетчику участка. При помощи этих счетчиков записы­вают сразу три кривые рассеянного гамма-излучения, что повы­шает качество определения состояния цементного кольца в за-трубном пространстве. Расхождение кривых на участке цемен­тирования указывает на неравномерность цементного кольца за обсадной колонной, что позволяет выделить незацементированные интервалы.

Измерение термометром проводят для отбивки верх­него уровня цементного кольца, т. е. для определения высоты подъема цементного раствора. Известно, что твердение (схваты­вание) раствора сопровождается выделением тепла. Поэтому участок, заполненный раствором, в затрубном пространстве от­мечается на термограмме повышенными показаниями. Уровень раствора отбивается по резкому повышению температуры, свя­занному с переходом к зоне более высоких их значений. При этом повышение температуры против уровня цементного раство­ра тем больше, чем меньше времени прошло от начала его за­ливки. Поэтому измерения следует проводить сразу же после заливки раствора и освобождения устья скважины от оборудо­вания для заливки.

Измерение температуры в скважине. Измерения производят для определения температурного режима в буря­щихся и эксплуатационных скважинах. Температурные измере­ния (термометрические исследования) позволяют решать ряд практических задач при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин.

При измерениях в основном применяют термометры сопро­тивлений, спускаемые на каротажном кабеле. По сопротивлению определяют температуру среды. Время, в течение которого термо­метр воспринимает температуру окружающей среды, невелико;, это позволяет без больших погрешностей замерять температуру при непрерывном спуске термометра в скважину. В результате по данным измерений получают кривую изменения температуры с глубиной — температурную кривую (термограмму).

Акустическая цементометрия — надежный способ определения качества цементирования. Акустические цементомеры позволяют судить о характере сцепления цементного кам­ня с обсадными трубами и стенками скважины, а следователь­но, и о надежности разобщения продуктивных пластов от водо­носных.

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Заключительные работы после цементирования скважины включают: 1) ожидание затвердения цементного раствора, закачанного в затрубное пространство скважины (ОЗЦ); 2) терморадиометрию для установления границ цементного камня за колонной (ОЦК); 3) оборудование устья сква­жины для ее эксплуатации; 4) разбуривание обратного клапана и цемент­ного стакана; 5) опрессовку и испытание колонны на герметичность; 6) перфорацию колонны; 7) спуск насосно-компрессорных труб и основа­ние скважины.

После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на за­данную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора.

Колонну держат под давлением, которое было в ней к концу продавки, для чего перекрывают краны на цементировочной головке.

Длительность времени твердения цементного раствора (ОЗЦ) в прак­тике бурения нефтяных и газовых скважин принята 24 ч для эксплуатаци­онных колонн, 16 ч — для промежуточных колонн и 12 ч — для кондук­торов.

В течение периода твердения цементного камня следят за показаниями манометра на цементировочной головке. В скважинах с повышенной тем­пературой на забое давление внутри колонны может подняться выше до­пускаемого. В этом случае его снижают. В зависимости от качества исполь­зуемого цемента, величины водоцементного отношения, глубины скважины и ее геологических особенностей (например, высокой забойной температу­ры) время, отводимое на твердение цементного камня, может изменяться; однако, независимо от условий, ОЗЦ не должно превышать 24 ч.

По истечении срока твердения цементного раствора снимают цемен­тировочную головку и приступают к определению фактической высоты подъема цементного кольца при помощи электротермометра, спускаемого в колонну.

АКЦ необходимо производить сразу же после окончания цементиро­вания (конца схватывания цементного раствора).

По окончании электротермометрических работ для определения высо­ты подъема цементного раствора и характера его расположения вокруг ко­лонны в скважине приступают к оборудованию устья скважины.

Цель обвязки устья скважины — укрепить эксплуатационную колонну и герметично перекрыть межтрубное пространство между всеми выходя­щими на дневную поверхность колоннами.

В зависимости от назначения и конструкции скважины для обвязки устья применяют оборудование, соответствующее одной из трех типовых схем.

По первой схеме предусматривается обвязка устья скважины одноко­лонной конструкции для колонн диаметром 114, 141 и 168 мм, рассчитан­ных на рабочее давление 7,5 и 12,5 МПа. Оборудование состоит из фланца диаметром 203 мм (8″), навинчиваемого на резьбу эксплуатационной ко­лонны. Наружные диаметры фланцев унифицированы, размеры их соот­ветствуют размерам фланцев крестовины фонтанной арматуры.

По второй схеме — для двухколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб диаметром 273×168 мм и 299×168 мм, рассчи­танных на рабочее давление 12,5 МПа. Оборудование состоит из колон­ной головки и деталей обвязки: колонного фланца, металлической проклад­ки, шпилек и гаек.

По третьей схеме — для трехколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб: 462x273x168 мм; 426x299x168 мм, рассчитанных на рабочее давление 12,5, 20,0 и 30,0 МПа. Оборудование состоит из ко­лонной головки и деталей обвязки: колонного фланца (14 или 16″), шести клиньев диаметром 273 или 299 мм
для подвески промежуточной колонны, резинового пакера диаметром 273 или 299 мм
и катушки.

Читать еще:  Как замешивать цемент м400

Для контроля межтрубного пространства в корпусах колонных головок имеется по два 50-мм отвода, из которых один закрывается пробкой, а дру­гой является выкидом с установленной на нем задвижкой и манометром.

Концы промежуточных и эксплуатационных колонн привариваются к катушкам колонных головок плотным герметизирующим швом.

При разбуривании в колонне упорного кольца, обратного клапана и цементного стакана применяют пикообразные долота без наварки твердым сплавом диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны на 6—10 мм. Для разбуривания в 146-мм колонне используют бурильные трубы диамет­ром 73 мм, в 168-мм — бурильные трубы диаметром 89 мм. Во избежание повреждения колонны в процессе разбуривания металлических деталей необходимо соблюдать осторожность — уменьшить скорость вращения до­лота и осевую нагрузку на него.

Обратный клапан целесообразно разбуривать специальным фрезером с последующим извлечением металлических кусков магнитным пауком.

После промывки водой или буровым раствором приступают к испыта­нию колонны на герметичность одним из двух существующих способов: опрессовкой водой или снижением уровня жидкости.

Эксплуатационную колонну в эксплуатационных скважинах испыты­вают на герметичность опрессовкой, в разведочных скважинах применяют оба способа — опрессовку водой и снижение уровня жидкости оттартыва-нием ее или поршневанием.

При испытании колонны опрессовкой на устье устанавливают цемен­тировочную головку и, заполнив скважину водой, создают при помощи бу­рового насоса или насоса цементировочного агрегата давление, величина которого устанавливается в зависимости от диаметра и марки стали труб.

Если через 30 мин давление в колонне не снизится больше чем на 0,5 МПа, то колонна считается герметичной.

По второму способу колонна испытывается понижением уровня жид­кости.

Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в ней после снижения до заданной глубины не поднимается более чем на 1 м
в колоннах диаметром 146—168 мм и на 0,5 м — в колоннах диаметром 219 мм и выше в течение 8 ч.

При неудовлетворительных результатах испытание повторяют, и если окажется, что колонна негерметична, то приступают к обследованию со­стояния колонны и к ремонтным работам.

После испытания на герметичность на колонну устанавливают за­движку на случай фонтанирования скважины во время перфорации колон­ны. В результате перфорации, т.е. пробивки в колонне пулевых отверстий на уровне продуктивных горизонтов, нефть и газ получают возможность войти во внутреннюю полость колонны, откуда их извлекают на поверх­ность одним из существующих способов эксплуатации скважин.

После установления при помощи перфорации сообщения между про­дуктивными пластами и эксплуатационной колонной оборудуют устье скважины под эксплуатацию (соответственно категории данной скважины).

Например, при глубинно-насосной эксплуатации устанавливают одну колонную головку или трубный пьедестал; для фонтанного способа экс­плуатации — фонтанную арматуру с системой выкидных отводов и мани-фольдов.

Установке фонтанной арматуры предшествует спуск в эксплуатацион­ную колонну до начала фильтра насосно-компрессорных труб, предназна­чаемых для подъема по ним нефти или газа в процессе фонтанирования скважины. После спуска колонны-подъемника из насосно-компрессорных труб и окончания монтажа фонтанной арматуры (елки) приступают к вы­полнению последней операции — к освоению скважины.

Под освоением скважины понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшего значе­ния для данной категории скважины и для подъема ее на дневную поверх­ность в сборные резервуары, а газа — в газопроводы.

Процесс освоения скважины — заключительный этап строительства глубокой скважины.

Что такое отбивка цементного кольца

ОЦК (основной цифровой канал) – это цифровой интерфейс передачи данных со скоростью передачи сигналов 64·(1±100·10-6) кбит/с, еще называемый «стык ОЦК».

Также словом ОЦК называют канал, передаваемый в потоке Е1 со скоростью 64 кбит/с. Смотри термин « канал Е1 » в этом глоссарии.

Здесь описано определение слова «ОЦК» именно, как «интерфейс ОЦК», или «стык ОЦК».

Интерфейс ОЦК описан в «ГОСТ 26886-86. Стыки цифровых каналов передачи и групповых трактов первичной сети ЕАСС. Основные параметры (с Изменением N 1)». Этот ГОСТ РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством связи СССР. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по управлению качеством продукции и стандартам от 19.12.1990 N 3200. ГОСТ 26886-86 полностью соответствует рекомендации МККТТ G.703.

Интерфейс ОЦК имеется в гибких первичных мультиплексорах, в модемах, и используется для организации телекоммуникационных линий связи, предназначенных для соединения оборудования использующего для передачи данных этот тип интерфейса.

Примеры типов оборудования использующих интерфейс ОЦК приведены ниже:
— конвертеры интерфейсов. Например, интерфейс RS-232 передается через интерфейс ОЦК;
— специальное оборудование, используемое в государственных ведомствах России и СНГ, например, на железной дороге в цифровых сетях технологической связи для диспетчерской централизации (аппаратура ДЦ (КП (контролируемый пункт), пост ДЦ), в армии и силовых ведомствах в составе стационарных и подвижных комплексов специальной связи.

Интерфейс ОЦК может быть реализован в двух разных формах:
1 – интерфейс который называется «сонаправленный стык ОЦК»;
2 — интерфейс который называется «противонаправленный стык ОЦК».

Сонаправленный стык ОЦК передает сигналы по двум витым парам, с волновым сопротивлением 120 Ом.
Одна витая пара используется для передачи данных и сигналов синхронизации, линия TxD (передача).
Вторая пара используется для приема данных и сигналов синхронизации, линия RxD (прием).
Оборудование, подключаемое к сонаправленному стыку ОЦК может поддерживать следующие режимы синхронизации передачи данных:
— асинхронный режим.
В этом режиме оба терминала соединенные друг с другом через интерфейс ОЦК передают данные со своей частотой и фазой, а принимают данные синхронно с частотой принимаемого сигнала;
— синхронный режим.
В этом режиме один из двух терминалов соединенных друг с другом через интерфейс ОЦК является ведущим, а другой ведомым.
Ведущий терминал передает данные со своей частотой и фазой. Ведущий терминал принимает данные синхронно с частотой принимаемого сигнала.
Ведомый терминал принимает данные синхронно с частотой принимаемого сигнала, и передает данные с такой же частотой, с определенной точностью.
Таким образом в этом режиме оба терминала работают синхронно с частотой задаваемой ведущим терминалом.

Противонаправленный стык ОЦК.
Оборудование, подключаемое к противонаправленному стыку ОЦК поддерживает только синхронный режим передачи данных.
В этом режиме один из двух терминалов соединенных друг с другом через интерфейс ОЦК является ведущим, а другой ведомым.
В ГОСТ 26886-86 написано «На противонаправленном стыке каналообразующая аппаратура ОЦК (аппаратура первичной сети) всегда является ведущей, а подключаемая к ОЦК аппаратура вторичных сетей или потребителей — ведомой».
Для синхронизации ведомого терминала используется отдельные «сигналы синхронизации передаваемых и принимаемых данных», которые передаются в направлении от ведущего терминала к ведомому.
Ведущий терминал передает и принимает данные со своей частотой и фазой.
Ведомый терминал принимает данные, используя «сигнал синхронизации передаваемых данных» полученный от ведущего терминала.
Ведомый терминал принимает данные, используя «сигнал синхронизации принимаемых данных» полученный от ведущего терминала.
Сигналы — «сигнал синхронизации передаваемых данных», «сигнал синхронизации принимаемых данных» полученные ведомым терминалом от ведущего терминала могут быть несинхронными по отношению друг к другу.

Читать еще:  Цементное сырье запасы месторождений

Противонаправленный стык ОЦК передает сигналы по четырем витым парам, с волновым сопротивлением 120 Ом, линии:
— TxD (передача, выход) – передаваемые данные;
— TxC – сигнал синхронизации передаваемых данных.
Выход, если терминал является ведущим.
Вход, если терминал является ведомым;
— RxD (прием, вход) – принимаемые данные;
— RxC – сигнал синхронизации принимаемых данных.
Выход, если терминал является ведущим.
Вход, если терминал является ведомым.

Таким образом оборудование использующее интерфейс ОЦК, и поддерживающее интерфейсы «сонаправленный стык ОЦК», «противонаправленный стык ОЦК», и способное работать в синхронном, или асинхронном режимах, как ведущий или ведомый терминал связи, должно содержать 6 интерфейсных линий связи:
TxD – передаваемые данные, выход;
TxCo – сигнал синхронизации передаваемых данных, выход, работа в ведущем режиме;
TxCi – сигнал синхронизации передаваемых данных, вход, работа в ведомом режиме;
RxD – принимаемые данные, вход;
RxCo — сигнал синхронизации принимаемых данных, выход, работа в ведущем режиме;
RxCi — сигнал синхронизации принимаемых данных, вход, работа в ведомом режиме.

Другие подробности в отношении этого интерфейса читайте в ГОСТ 26886-86 .

Анализ технического состояния скважины

Методика и основные принципы проведения геофизических исследований технического состояния обсадных колонн и цементного камня в затрубном пространстве. Используемое оборудование, технические требования, предъявляемые к нему. Роль специальных исследований.

РубрикаГеология, гидрология и геодезия
Видконтрольная работа
Языкрусский
Дата добавления24.12.2014
Размер файла18,6 K
  • посмотреть текст работы
  • скачать работу можно здесь
  • полная информация о работе
  • весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Определение технического состояния скважины

Геофизические исследования технического состояния обсадных колонн и цементного камня в затрубном пространстве ведут в процессе строительства и эксплуатации скважин. Эти исследования подразделяются на:

· общие, выполняемые во всех скважинах;

· специальные, которые проводят только в скважинах, режим эксплуатации которых отличается от проектного или в которых возникли другие обоснованные предположения о нарушении целостности обсадной колонны и / или цементного кольца и, как следствие, герметичности затрубного пространства.

2. Общие исследования

Общие исследования предназначены для оценки целостности и несущей способности обсадной колонны и герметичности затрубного пространства как основных элементов скважины, обеспечивающих ее работоспособность в соответствии с запланированными технологическими нагрузками и выполнение природоохранных задач. Они включают измерения:

· размеров и положения в разрезе отдельных элементов обсадной колонны, труб, муфт, патрубков, цементировочного башмака, центраторов, и соответствия положения этих элементов проектному и «мере труб»;

· толщин обсадных труб во вновь построенных и действующих скважинах;

· минимального и среднего проходного сечения труб;

· высоты подъема цементной смеси, степени заполнения затрубного пространства цементом и его сцепления с обсадной колонной и горными породами;

· наличия в цементе вертикальных каналов и интервалов вспученного (газонасыщенного цемента);

· глубины и протяженности интервалов перфорации.

Комплекс общих исследований составляют гамма-каротаж (ГК) для привязки полученных данных к разрезу, локация муфт (ЛМ), акустическая цементометрия (АКЦ), гамма-гамма-цементометрия (СГДТ), электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия (ЭМДС-Т, МИД), термометрия (ОЦК).Общие исследования проводят после спуска кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн по всей их длине.

Отбивка цементного кольца (ОЦК)

Исследования термометром для определения высоты подъема цемента ведут в первые 24 часа после окончания цементирования. Одновременно по величине температурных аномалий оценивают заполнение цементом каверн в стволе скважины.

Комплекс ГК, ЛМ, АКЦ, ЦМ иди СГД-Т выполняют спустя 16-24 часа по окончанию цементирования, полного схватывания цемента и разбуриваниястоп-кольца.

Метод гамма-каротажа. (ГК)

Гамма каротаж применяют для решения следующих задач:

* выделения в разрезах скважин местоположения полезных ископаемых, отличающихся повышенной или пониженной гамма-активностью;

* литологического расчленения и корреляции разрезов осадочных пород;

* оценки глинистости пород;

* массовых поисков радиоактивного сырья;

* в обсаженных скважинах — для выявления радиогеохимических аномалий, образующихся в процессе вытеснения нефти водой;

* увязку по глубине данных всех видов ГИС в открытом и обсаженном стволе.

Гамма-каротаж выполняют во всех без исключения необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом.

Физические основы метода

Интегральный гамма-каротаж основан на измерении естественного гамма-излучения горных пород. Измеряемая величина — скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин). Основная расчетная величина — мощность экспозиционной дозы в микрорентгенах в час (МЭД, мкРчас).

Измерительная установка ГК состоит из детектора(ов) гамма-квантов и электронной схемы. Точкой записи является середина детектора.

Зонд (модуль) применяют в качестве самостоятельного прибора или включают в состав комплексных приборов, реализующих несколько методов ГИС. Комплекс ГК комплексируется с другими модулями без ограничений.

Метод электромагнитной локации муфт.

Метод электромагнитной локации муфт применяют:

* для установления положения замковых соединений прихваченных бурильных труб;

* определения положений муфтовых соединений обсадной колонны;

* точной привязки показаний других приборов к положению муфт;

* взаимной привязки показаний нескольких приборов;

* уточнения глубины спуска насосно-компрессорных труб;

* определения текущего забоя скважины;

* в благоприятных условиях — для определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (разрывы, трещины) обсадных колонн.

Физические основы метода

Метод электромагнитной локации муфт (ЛМ) основан на регистрации изменения магнитной проводимости металла бурильных труб, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их сплошности.

Детектор (датчик) локатора муфт представляет собой дифференциальную магнитную систему, которая состоит из многослойной катушки с сердечником и двух постоянных магнитов, создающих в катушке и вокруг нее постоянное магнитное поле. При перемещении локатора вдоль колонны в местах нарушения сплошности труб происходит перераспределение магнитного потока и индуцирование ЭДС в измерительной катушке.

Активный локатор муфт содержит две катушки, каждая из которых имеет возбуждающую и приемную обмотки. Под воздействием переменного магнитного поля, генерируемого подачей переменного напряжения на возбуждающие обмотки, в приемных обмотках возникает переменное напряжение, которое зависит от магнитных свойств окружающей среды. Информативным параметром служит разность напряжений на приемных обмотках, которая зависит от сплошности среды.

Читать еще:  Как долго высыхает цемент

Метод акустической цементометрии (АКЦ).

Метод акустической цементометрии (АКЦ) применяют:

* для установления высоты подъема цемента;

* определения степени заполнения затрубного пространства цементом;

* количественной оценки сцепления цемента с обсадной колонной и качественной оценки сцепления цемента в горной породой.

Ограничения этого метода связаны с исследованиями высокоскоростных разрезов (V>5300 м/с), в которых первые вступления при хорошем и удовлетворительном цементировании относятся к волне, распространяющейся в породе; при скользящем контакте цементного камня с колонной, когда волна распространяется преимущественно по колонне; низкой чувствительности к отдельным дефектам цементного кольца.

Физические основы метода

Акустическая цементометрия основана на измерении характеристик волновых пакетов, создаваемых источником с частотой излучения 20-30 кГц, распространяющихся в колонне, цементном камне и горных породах. В качестве информации используют:

* амплитуды или коэффициент эффективного затухания волны по колонне в фиксированном временном окне, положение которого определяется значением интервального времени распространения волны в колонне, равного 185-187 мкс/м;

* интервальное время и амплитуды или затухание первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах;

В приборах акустической цементометрии используются короткие трехэлементные измерительные зонды с расстоянием между ближайшим излучателем и приемником от 0.7 до 1.5 м и базой зондов (расстояние между приемниками) — в пределах 0.3-0.6 м.

Скважинный прибор центрируется.

Модуль цементометриикомплексируют с модулями ГК, ЛМ, термометрии, гамма-гамма-цементометрии и толщинометрии.

Метод гамма-гамма цементометрии. (СГДТ)

* установить высоту подъема цемента;

* определить наличие цемента и характер его распределения в интервале цементации;

* фиксировать наличие переходной зоны от цементного камня к раствору (гель-цемент);

* выявить в цементном камне небольшие раковины и каналы;

* определить эксцентриситет колонны.

Физические основы метода

Этот метод контроля за качеством цементирования обсадных колонн основан на регистрации рассеянного гамма-излучения при прохождении гамма-квантов через изучаемые среды различной плотности. Поскольку цементный камень и промывочная жидкость значительно различаются по плотности, а интенсивность вторичного гамма-излучения находится в обратной зависимости от плотности, то на регистрируемой кривой СГДТ достаточно четко выделяются участки с цементом и без него.

Для контроля качества цементирования обсадных колонн может применяться одноканальная аппаратура с регистрацией одной кривой ГГМ, трехканальная с регистрацией трех кривых ГГМ (три индикатора расположены под углом 120°), четырехканальная с регистрацией четырех кривых ГГМ (четыре индикатора расположены под углом 90°) и одноканальная с зондом, коллимированным по радиальному углу в пределах 30-50° и вращающимся в процессе измерений с заданной угловой скоростью при подъеме прибора.

Метод электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии. (ЭСДС, МИД)

Задачами исследований являются

* выявление местоположения башмака и муфт обсадной колонны (кондуктора, технической), размещенной за колонной, в которой ведутся исследования;

* определения толщины стенок обсадных труб;

* выявления положения и размеров продольных и поперечных дефектов, смятий и разрывов отдельных труб;

* оценка положения муфтовых соединений и качества свинчивания труб в муфтах.

Ограничением метода является сильное влияние на чувствительность прибора зазора между электромагнитным датчиком и внутренней поверхностью трубы, что требует применения сменных зондов для труб различного диаметра.

Физические основы метода

Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия основаны на изучении характеристик вихревого электромагнитного поля, возбуждаемого в обсадной колонне генераторной катушкой прибора.

В аппаратуре ЭМДСТ-МП используется 17 параметров дефектоскопа и 2 параметра термометра. Конкретный набор параметров определяется задачей при исследовании скважины и конструкцией скважины.

Д1-Д25 — первичные данные по которым определяются локальные дефекты из который автоматически выбираются необходимые значения для расчета стенок труб в зависимости от конструкции скважины.

Т- измеритель абсолютной температуры в цифровом значении.

дТ — высокочувствительный индикатор температуры с возможностью регистрации в одном из 4-х режимов: 0.25С; 0.5С; 1.0С; 2.0С на шкалу. Использование этого параметра позволяет выявлять интервалы негерметичности колонн и интервалы заколонныхперетоков.

Пример комплексного использования данных акустической и гамма-цементометрии приведен на рисунке 1. Указанный комплекс позволяет получать наиболее полные сведения о имеющихся дефектах крепи ствола скважины. Наличие продольного канала в кольце цементного камня отмечается, как правило, дефектом плотности по гамма-цементометрии (интервал 1552-1562 м). Аналогичным образом отмечается случай односторонней заливки обсадной колонны. Случай большой трещиноватости цементного камня или отсутствие плотного контакта цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины отмечается как отсутствие сцепления по данным акустической цементометрии и не отмечается по результатам гамма-цементометрии.

геофизический затрубный технический колонна

3. Специальные исследования

Специальные исследования предназначены для решения частных задач, связанных с выделением дефектов обсадных колонн и цементного кольца, которые ставят под сомнение герметичность затрубного пространства. Они включают:

· обнаружение в теле обсадной колонны трещин, прорывов, одиночных отверстий, негерметичных муфт, страгиваний муфт по резьбе.

· измерение толщин и выделение интервалов внутренней и внешней коррозии обсадных труб;

· определение интервалов напряженного состояния обсадных труб, обусловленного обжатием колонны породами с высокими реологическими свойствами;

· выделение локальных искривлений колонны, оценку целостности наружных колонн (технической, кондуктора).

· оценку положения и целостности ремонтных пластырей;

· выделение заколонных перетоков жидкости и газа;

· оценку состояния внутриколонного пространства? определение гидратных, парафиновых и солевых отложений.

В каждом конкретном случае интервалы и комплекс определяются поставленной задачей.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Географическое положение, климатические особенности Томского района, его характеристика, геологическое строение. Методика и техника проведения геофизических исследований в скважинах. Проведение геофизических работ, расчет и обоснование стоимости проекта.

дипломная работа [5,3 M], добавлен 19.05.2014

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

Факторы, определяющие величину пористости. Определение коэффициента пористости коллекторов по результатам обработки керна. Кубическая зависимость Вахгольца. Степенное соотношение Дахнова. Планшет геофизических исследований скважины 31, 85, 97, 2349, 133.

дипломная работа [6,7 M], добавлен 12.05.2018

Типы обсадных колонн, устройство и конструкция скважины. Принципы и порядок ее проектирования. Роли обсадных колонн, кондуктора и хвостовика. Промежуточная (техническая) и эксплуатационная колонна. Отношение давления при проливе глинистого раствора.

презентация [517,1 K], добавлен 16.10.2013

Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины. Обоснование конструкции скважины на данной площади. Оборудование устья скважины и технологическая оснастка обсадной колонны. Подготовка ствола к спуску, спуск и расчет обсадных колонн.

курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.07.2010

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector