Контроль за техническим состоянием ствола и колонной скважины

Контроль за техническим состоянием ствола и колонной скважины

Реферат

Контроль за техническим состоянием ствола и колонной скважины

Измерение кривизны скважины

Все глубокие скважины являются наклонными. Вертикальная часть может быть только в верхних интервалах 0-500 м. Искривление ствола бывает задано по проекту проводки скважины и по технологическим причинам, связанным с разрушением горных пород. Необходимость наклонного направления ствола скважины наглядно понятна и очевидна при кустовом бурении, когда отход забоя от устья составляет сотни метров.

Измерение кривизны ствола скважины проводится после разбуривания некоторого интервала глубин 300-500 м. Скважинный прибор для измерения кривизны - инклинометр. Во всей промысловой геофизике это единственный метод, при котором не записывается сплошная диаграмма по стволу скважины. Измерение угловых величин производится по точкам. Расстояние между соседними точками называют шагом измерения, которое принято брать 5 или 10 м. Для контроля правильности работы инклинометра измерения в каждой точке дублируются. Отсчеты измеряемых величин оператор берет по стрелочному прибору измерительной панели и записывает в журнал. После измерения кривизны скважины бурение продолжается. Затем измеряется кривизна в новом интервале глубин. При каждом следующем глубинном интервале повторно перекрываются три точки предыдущего интервала измерений. Это необходимо для контроля правильности работы инклинометра.

На каждой точке измеряются два угловых параметра - угол наклона (отклонение от вертикали) и азимут.

Угол наклона скважины (g) - это угол между направлением ствола скважины и вертикалью, проходящего через точку измерения. Направление ствола показывает инклинометр, длина которого 3 м, а для обозначения вертикали в измерительной системе прибора есть отвесный грузик. Измерение угла электроконтактное. После фиксации отвесом вертикали измерительная стрелка прижимается к реохорде с помощью электромагнитного реле, и по рабочей части сопротивления реохорды измеряется угол наклона.

В этом треугольнике показана геометрия параметров определения кривизны.- шаг измерения по стволу скважины,

g - угол наклона,- расстояние по вертикали между соседними точками шага,

а - отход от вертикали.

Угол наклона скважины

Все геологические карты и профили строятся по величинам h, для этого определяется удлинение

определяется по готовым таблицам, в которых указаны cos g.

Аналогично

определяется отход от вертикали:

Удлинение скважины можно определить для пласта (по кровле пласта) и до забоя:

Азимут искривления скважины (a) - это двугранный угол между плоскостями скважины и магнитного меридиана, проходящего через точку измерения. Он измеряется в плане от северного направления до проекции скважины. Отсчет берется по ходу часовой стрелки. Азимут изменяться по всему кругу от 0 до 360 градусов. Для измерения азимута в инклинометре есть магнитная буссоль, стрелка которой всегда направлена на север. Стрелка имеет металлические контакты, которыми она прижимается к круговой реохорде. Контактное прижимание производится с помощью электромагнитного реле после короткого успокоительного перехода.

Азимут искривления скважины

Измерение производится по величине ΔU, взятой с части круговой реохорды, соответствующей угловой величине азимута.

Построение инклинограммы

Инклинограмма - это проекция скважины на горизонтальную плоскость. Строится она по измеренным величинам азимутов (a) и вычисленным величинам отходов от вертикали (а). Если в верхней части скважины есть вертикальный участок, то он проектируется в точку (А). Построение начинается с первого шага измерения, где есть угол наклона.

Через первую точку на плане проводится направление магнитной стрелки, отмечается угловая величина азимута, и на этом направлении откладывается отрезок (а). Для построения следующего отрезка магнитная стрелка переносится в конец предыдущего отрезка, и построение продолжается аналогично предыдущему интервалу.

Последняя точка (В) (забой скважины) и этот отрезок АВ - есть отход забоя от устья скважины. Отход используется при построении карт расположения скважин по пласту. При этом на топографической основе располагаются устья скважин, а забои наносятся по отходам АВ с сохранением азимутального направления.

Инклинограмма

При картировании ствола скважины учитывается одно важное обстоятельство - существует два северных полюса Земли, один географический, являющийся отметкой оси вращения Земли, а другой - магнитный. Они не совпадают, смещены на расстояние около 600 км.

Измерение азимута с помощью инклинометра ориентируется на магнитный полюс. А все географические и топографические карты, в т.ч. и инклинограмма, строятся в географических координатах. Расхождение между географической и магнитной системами координат отмечается угловой величиной (b), которая называется магнитным склонением. При этом вершиной угла b является точка расположения скважины. Величины b указаны в каталогах картографии для каждого района. Для Альметьевского района b=+100. Азимут, с поправкой на магнитное склонение, называют дирекционным углом (Д).

Инклинограмма строится по значениям дирекционного угла.

Построение геологических карт

Структурные карты по отдельным пластам и геологические профили строятся с использованием результатов измерения кривизны. Нельзя строить карты, исходя от формы рельефа земной поверхности, т. к. эта форма может быть совершенно случайной. Для построения карт по международному соглашению принята средняя отметка уровня моря на земной поверхности. Эта отметка называется абсолютным нулем. Она соответствует уровню Балтийского моря. Глубина точки пласта от этой отметки называется абсолютной глубинной отметкой (Н).

Абсолютная глубинная отметка пласта

Инклинометр гироскопический непрерывный ИГН-73-120/60

Применение:

Измерение зинитного угла, азимута, угла установки отклонителя наклонных и наклонно-горизонтальных скважин в буровой колонне, обсаженных и необсаженных скважинах, может устанавливаться в телеметрические забойные системы с проводным каналом связи.

Гироинклинометр осуществляет точечное аналитическое гирокомпасирование в неограниченном диапазоне зенитных углов, не требует предварительной привязки к географическому меридиану.

Измерения могут производиться как при спуске, так и при подъеме скважинного прибора. Введение поправок по компенсации дрейфа инклинометра после завершения не требуется. Измерения проводятся в реальном масштабе времени. Время измерения не ограничено. Это позволяет обеспечить оперативный контроль за искривлением ствола скважины, детально обследовать любой ее участок.

Измерение диаметра скважины

Скважины бурятся долотом определенного диаметра, который можно назвать номинальным. При разбуривании плотных, непористых пород диаметр скважины выдерживается, он соответствует номинальному диаметру. Во многих случаях фактический диаметр в интервале отдельных пластов отличается от номинального, причем изменение диаметра может быть как в сторону увеличения, так и уменьшения. Увеличение диаметра бывает:

в глинах,

в пластических породах,

в трещиноватых известняках и туфах,

в карстовых интервалах.

Наиболее характерно увеличение диаметра в глинах. Оно бывает всегда. Терригенные породы с сильным увеличением диаметра всегда интерпретируются как глины. Промывочные буровые жидкости готовятся на пресной воде. А при контакте глин с пресными водами происходит разрушение их структуры, чешуйчатое расслоение глинистых частиц и осыпание их на забой. Этот процесс идет непрерывно, так как за счет пластичности глинистый пласт выжимается к скважине, которая является областью разгрузки по горному давлению. За счет такого осыпания диаметр скважины увеличивается до 80-90 см.

Уменьшение диаметра отмечается в интервалах пластов-коллекторов. В режиме бурения гидростатическое давление жидкости ствола скважины должно быть больше пластового давления. Под действием этой разности давления буровой глинистый раствор проникает в пласт. Точнее, проникает только фильтрат. Размеры глинистых частиц немного больше размеров поровых каналов. Поэтому глинистые частицы не могут пройти в пласт и скапливаются на стенке скважины, образуя глинистую корку. Толщина этой корки бывает 1,0 - 1,5 см, что соизмеримо с диаметром. Эта корка вносит сильные искажения во многие параметры и характеристики пласта.

Скважинный прибор для измерения диаметра скважины - каверномер.

Он имеет 4 рычага, которые пружинами прижимаются к стенке скважины. Расхождение рычагов соответствует диаметру скважины. Для спуска прибора на забой рычаги прижимаются к цилиндрическому корпусу прибора.

Когда каверномер находится на забое скважины, рычаги отпускаются и прижимаются к боковой поверхности скважины. Кавернограмма пишется при равномерном подъеме прибора. В геофизических диаграммах она наносится на ленту стандартного электрического каротажа.

В промышленности выпускаются различные типы и конструкции каверномеров:

потенциометрическая схема (на трехжильном каротажном кабеле),

на активных сопротивлениях (для одножильного кабеля),

мостовая схема,

индукционный (с подвижным сердечником).

Пределы измерения диаметра от 100-860 мм. Горизонтальный масштаб записи кавернограммы 1:10, т.е в одном см. на бумаге содержится 10 см. в реальности.

Реохорда - это круговое сопротивление (потенциометр), на концах которого создается постоянная по величине разность потенциалов. К реохорде прижимается контактная стрелка, движение которой связано с прижимными рычагами каверномера. Часть этой разности потенциалов ΔU (на схеме заштрихована) подается в измерительную цепь MN для записи диаграммы.

По кавернограмме можно точно определить величину фактического диаметра скважины в интервале любого пласта.

₀- начальный диаметр, т.е. диаметр каверномера с прижатыми к нему рычагами,- ток питания электрической схемы каверномера, это величина постоянная,

ΔU - разность потенциалов, снимается в измерительной цепи MN с реохорды. Она пишет диаграмму каверномера,

С - постоянная прибора (паспортный коэффициент) для перевода милливольт в сантиметры диаметра. Его можно определить при тарировании прибора.

Кавернограмма пишется в необсаженной скважине. Данные фактического диаметра используются во многих вариантах интерпретации результатов геофизических исследований. По величине диаметра определяется толщина глинистой корки (ГК) в интервалах пластов-коллекторов, которая является помехой при любых геофизических исследованиях, т.к. она искажает величину основного измеряемого параметра пласта. В зависимости от толщины глинистой корки вводятся поправки для измеряемых величин электрических методов исследования скважин.

По кавернограмме(ДС ) наблюдается уменьшение диаметра скважины в интервалах 1761-1764,4 м.,1769-1774 м., 1774,6-1777 м. наблюдается уменьшение диаметра скважины, что связано с образованием глинистой корки и признаком коллектора

Прибор КП-М обеспечивает измерение четырех независимых радиусов скважины в диапазоне от 50 до 300 мм с последующим вычислением в наземном оборудовании двух взаимно-перпендикулярных диаметров и среднего диаметра скважины. Скорость каротажа 2000м/ч.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ НАРУШЕНИЙ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПО КОМПЛЕКСУ МЕТОДОВ

u  термометрия;

u электромагнитная дефектоскопия;

u шумометрия;

u механическая расходометрия;

u профилеметрия;

u термокондуктивная дебитометрия;

u скважинный акустический телевизор.

Возможные причины повреждения обсадных колонн

Повреждения эксплуатационных колонн встречаются повсеместно. Выявление аварийно-опасных зон, мест нарушения колонны, установление причин их возникновения является актуальной задачей в деле контроля за разработкой нефтяных месторождений. Нарушения эксплуатационных колонн зафиксированы на всех месторождениях, которые разрабатываются более 10 лет. Как правило, смятие или разрыв колонн происходит через 5-15 лет после ввода скважины в эксплуатацию.

Повреждения преимущественно связаны с коррозийным разъеданием металла при контакте с соленой пластовой водой, сероводородом, содержащемся в сернистых нефтях. Сильный механический износ толщины стенки колонны бывает в скважинах, в которых часто проводятся ремонты, связанные с многократными спускоподъемными операциями насосно-компрессорных труб. Иногда отмечаются осевые смещения колонны, причинами которых являются сжимающие и растягивающие осевые нагрузки. В литературе упоминаются страгивание или слом резьбовых соединений, продольный изгиб колонны. Нарушения могут возникнуть при воздействии на колонну напряжений со стороны породы, превышающих запас прочности обсадных труб.

Группа специалистов по геологии и разработке месторождений Западной Сибири считает, что причиной может служить так называемый «линзовый эффект», т.е. вертикальное перемещение горных пород над трещиной, образовавшейся в результате гидроразрыва терригенных пород. Перемещение горных пород может быть связано с текучестью увлажненных глинистых пород монтмориллонитового и каолинитового состава. Эти глины при влажности более 10 % приобретают высокую пластичность и текучесть. На участках выше и ниже текучего пласта обсадная колонна испытывает деформацию сжатия, а в интервале пласта-коллектора - деформацию растяжения.

Потеря устойчивости глин может происходить вследствие нагнетания больших объемов воды за колонну через негерметичное резьбовое соединение или нарушение обсадной трубы. По мере накопления жидкости и набухания глин давление растет, и при достижении величины, превышающей горное давление, происходит гидроразрыв глинистых пород и образуются трещины горизонтальной ориентации. По мере поступления в них закачиваемой воды трещины растут, горные породы перемещаются вверх вместе с колонной. Эксплуатационная колонна, закрепленная на устье и зацементированная в нижней части, испытывает дополнительные растягивающие осевые нагрузки. Таким образом, выходят из строя несколько соседних скважин целого участка. Появляются скважины с нарушенными колоннами, даже если на участке отсутствуют нагнетательные скважины.

Исходя из вышеизложенного, складывается гипотеза о механизме возникновения нагрузок на обсадную колонну:

попадание больших объемов воды за обсадную колонну;

разбухание глинистых пород;

переход глин в текучее состояние;

гидроразрыв глинистых пород.

Иногда в эксплуатационной колонне проводятся работы с применением турбобуров. Это бывает при разбуривании затвердевшего цемента или других операций, связанных с ремонтом скважины. Проведение буровых работ в обсаженной скважине сопровождаются износом обсадных труб, уменьшающим их первоначальную прочность.

При проектировании промежуточных обсадных колонн, давления их периодической опрессовки в процессе бурения и других технологических операций, влияющих на изменение внутреннего давления, часто не учитывают вышеуказанное явление. Тогда в процессе бурения возникают повреждения обсадных труб. Наличие в скважине интервалов неустойчивых пород или пластов с аномальным давлением требуют особого внимания к техническому состоянию промежуточных обсадных колонн. Достоверная информация об их износе и остаточной прочности необходима для планирования работ, исключающих аварии в скважинах.

Термические методы

ствол скважина кривизна измерение

Температурные исследования проводятся в большом объеме как в необсаженных (буровых), так, а в эксплуатационных скважинах различных категорий при контроле за разработкой нефтяных месторождений (добывающие, нагнетательные, контрольные). Скважинный прибор -электротермометр, датчиком которого служат полупроводниковые термисторы или чувствительные к температуре металлические элементы. Хорошей чувствительностью обладают термисторные термометры, которые позволяют писать термограммы по стволу скважины с большой скоростью 600-3000 м/час. У термометров с металлическими датчиками (медь) температурный коэффициент электрического сопротивления (а) составляет 0,004. Это значит, что при изменении температуры на один градус, сопротивление меняется на 0,4%». При изменении на 100 градусов изменение сопротивления элемента достигает 40%». А это довольно большая величина.

=Ro[l+a (Т-То)]

При движении прибора по стволу скважины температура меняется, сопротивление датчика R3 меняется пропорционально температуре, поэтому электрический потенциал точки N моста меняется из-за изменения разности потенциалов на плече R3. А потенциал точки М всегда остается неизменным. Мост сопротивлений разбалансируется, появляется ΔU¹0. Следовательно, на термограмме записывается изменяющаяся разность потенциалов ΔU в измерительной цепи MN.

По термограмме можно определить температуру в скважине на любой глубинной отметке

Т=Т0+СΔU/I , где

- ток питания скважинного прибора,

ΔU - разность потенциалов в измерительной цепи,

Т₀ - температура баланса моста,

С - коэффициент перевода милливольт (ΔU) в градусы Цельсия.

Т₀ и С - указываются в техническом паспорте прибора. Их можно определить при градуировке прибора в лаборатории.

Тарировка электротермометра производится в баке с прогреваемой водой. При этом температура воды контролируется ртутным термометром.

Все геофизические диаграммы записываются при движении прибора по стволу скважины снизу вверх. Термометр является исключением - его диаграммы пишутся при спуске. Это необходимо для того, чтобы не перемешивать жидкость ствола скважины движением каротажного кабеля, не ухудшить температурную дифференциацию по вертикали. Термограмма пишется сразу же при первом спуске скважинного прибора. Чувствительность электротермометра высокая, что позволяет писать диаграмму в крупном масштабе - 0,05 град/см. Скважинные исследования резисторным термометром проводятся на трехжильном каротажном кабеле.

Задачи термических исследований:

Определение естественной геологической температуры по глубине

Эти исследования проводятся в первых пробуренных скважинах любого нового месторождения. Для выравнивания температур по горизонтали скважина должна простоять в покое 6-8 суток. При этих исследованиях определяется геотермический градиент (геотерма).

Г=Δt°/Δh

Определение высоты подъема цемента (ВПЦ).

При цементировании эксплуатационной колонны жидкий цемент затвердевает в течении 16-24 часов. Реакция эта носит экзотермический характер - выделяется большое количество тепла. При наличии в скважине больших каверн диаметром 80-100 см. температура в них может подниматься до 80° С, в то время, как начальная геологическая температура девона Ромашкинского месторождения составляет 37° С.

Перед спуском колонны, в законченной бурением скважине, записывается контрольная термограмма.(1). А после закачки цементного раствора (через одни сутки) записывается основная (2) диаграмма. Высота подъема цемента за колонной определяется по резкому подъем температуры на второй термограмме. Метод ОВПЦ с помощью термометра имеет два существенных недостатка:

.Кроме высоты подъема цемента он не дает больше никакой
информации о качестве цементирования колонны.

.Исследования жестко ограничены во времени - через двое
суток тепловые поля рассеиваются, и уже ничего определить нельзя.

Существуют другие геофизические методы, по которым определяются другие, качественные показатели цементирования колонны: эксцентричность распределения цемента, отдельные интервалы отсутствия цемента, сцепление цемента с колонной и породой (цементомер ГГК, АкЦ).

Определение места нарушения колонны

Электромагнитная дефектоскопия

На протяжении всей жизни скважин необходима достоверная и качественная информация о техническом состоянии обсадных колонн, включая промежуточные и кондукторные. Одним из эффективных методов в комплексе геофизических методов исследования обсадных колонн в последние два десятилетия стала электромагнитная дефектоскопия.

Дефектоско́п (лат. defectus недостаток + гр. ckopus наблюдаю) - устройство для обнаружения дефектов в изделиях из различных металлических и неметаллических материалов методами неразрушающего контроля. К дефектам относятся нарушения сплошности или однородности структуры, зоны коррозионного поражения, отклонения химического состава и размеров и др. Область техники и технологии, занимающаяся разработкой и использованием дефектоскопов называется дефектоскопия.

Существует ряд электромагнитных дефектоскопов, выполняющих определенные задачи контроля за техническим состоянием скважин. В их числе электромагнитный малогабаритный толщиномер ЭМДС-ТМ, предназначенный для измерения толщины стенок первой и второй колонн действующих скважин с точностью от 0,5 до 1,5мм, сканирующий электромагнитный дефектоскоп ЭМДС-С выявляющий малые локальные дефекты колонн, в том числе отверстия сверлящей и кумулятивной перфорации, элекромагнитный дефектоскоп толщиномер ЭМДС-ТМ-42ТС с термометром и гамма блоком решает следующие задачи:

обнаруживает дефекты поперечных и продольных трещин, коррозионных язв,

определяет толщину двух внутренних труб;

положения муфт первой и второй от оси скважины колонн, башмаков, центраторов, пакеров;

интервалы перфорации.

Также данный прибор содержит чувствительный термометр для выявления притока и поглощения флюида и гамма блок для записи гамма каротажа.

При обследовании обсадной колонны на наличие дефектов любой формы в отдельном интервале необходимо провести исследование сканирующим дефектоскопом в двух режимах: в режиме дефектов и режиме толщины. Рекомендуемая скорость каротажа в режиме дефектов (ЭМДС-С) 120-150 м/час. При измерении толщины стенок колонны достаточно провести исследование дефектоскопом ЭМДС-МП. Максимально допустимая скорость каротажа в режиме толщины 400-500м/час.

Дефектоскоп ЭМДС-ТМ-42ТС работает в 23 производственных организациях России, Казахстана, Украины, Белоруссии, Германии и Китая.

Примеры результатов дефектоскопии обсадных колонн представлены на рисунках ниже:

Выделение поперечных трещин размеров 130*1,5мм и 70*1,5мм по сочетанию минимума поперечного и максимума осевого зондов

Нарушение целостности колонны по методам дефектоскопии, термометрии и раходометрии в интервале 363-364м.

Для определения толщины стенок колонны применяется прибор ЭМДСТ-42

Исследование скважин по шумовым эффектам

Современная разработка нефтяных пластов предусматривает большой комплекс геофизических и гидродинамических исследований состояния продуктивных пластов и жидкостей ствола скважины. В течение многих лет источники и интервалы обводнения добывающих скважин определялись при остановках скважин для капитального ремонта. При этом применялись в основном радиоактивные методы, у которых глубинность исследования в пласт составляет величину 15 - 45 см. В простаивающих скважинах для сильного противодавления на перфорированные пласты ствол заполняется солёной водой. Под избыточным давлением вода из ствола поступает в пласт и оттесняет пластовые флюиды. Создается зона поглощения, искажающая призабойную зону пласта. Глубинность этой зоны соизмерима с глубинностью и разрешающей способностью радиоактивных методов, а часто и превышает её. Поэтому исследования остановленных скважин методами радиометрии были мало эффективны или вовсе не эффективны.

С 1990-х годов стали применяться комплексы методов исследования скважин на приток, в которые входят термометрия, дебитометрия, термодебитометрия (СТД), влагометрия, плотнометрия, пьезометрия, магнитная локация муфт, резистивиметрия, шумометрия. Стали исследоваться действующие скважины, работающие с ШГН, через межтрубное пространство комплексными приборами диаметром 32 и 28 мм, которые спускаются через специальное отверстие в план-шайбе на устье скважины.

В комплексе этих методов широкое применение получили шумомеры, с помощью которых выделяются отдающие и поглощающие пласты, места нарушения эксплуатационной колонны, заколонная циркуляция. Автор метода Кирпиченко Б.И.

Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды. Исследования бывают эффективны не только в эксплуатационной колонне, но и при перекрытии интервалов притока насосно-компрессорными трубами.

Чувствительным элементом акустического шумомера является пьезоэлектрический преобразователь (гидрофон), расположенный в отдельном модуле сборки «притока» или конструктивно совмещённый с одним из приёмников акустического цементомера (в последнем случае измерение проводят отдельной спускоподъемной операцией при выключенном излучателе).

Акустический шумомер является индикаторным прибором и не подлежит строгой калибровке. Его данные не пригодны для количественных определений. Скважинный шумомер используется в комплексе с компьютеризированной геофизической станцией «Гектор». По диаграммам шумометрии просматривается весь спектр шумов в диапазоне частот от 0,1 до 20 кГц. На диаграммах фиксируется амплитуда (А) и временной параметр скорости упругих волн (Т). Исследования проводятся в разных скважинных условиях - в действующих добывающих скважинах и в остановленных нагнетательных скважинах в режиме репрессии и излива. Регистрация диаграмм проводится в непрерывном режиме со скоростью 100 - 300 м/ч, или дискретно по замерам на точке с шагом 0,5 -5м. Продолжительность замера на точке при выделении работающих интервалов или заколонной циркуляции составляет 30-60 сек.

Совместные замеры шумомера и акустического цементомера с фазокорреляционными диаграммами (ФКД) позволяют прослеживать динамику изменения состояния контакта цементного камня, проявления остаточных деформаций после снятия нагрузки.

Выделение интервалов заколонной циркуляции методом термометрии затруднено глубокой зоной охлаждения пласта закачиваемой водой. Заколонную циркуляцию вверх методом термометрии определить не всегда удаётся. Циркуляцию вниз в интервалах, близких к перфорации, и при малых зумпфах методом термометрии определить также затруднительно.

Акустическая шумометрия, в отличие от термометрии, даёт информацию о мгновенном состоянии акустического поля. Движение жидкости за колонной мгновенно отражается на акустической информации.

При точечной шумометрии с увеличением частоты снижается интенсивность шумов. На низких частотах (0,1 - 0,5кГц) отмечаются шумы от движении жидкости по колонне, обтекания скважинного прибора с образованием турбулентных потоков, особенно при расходах более 120 м3/сут. При движении жидкости по нарушениям цементного камня в зависимости от размеров каналов каждый интервал спектра проявляется по-разному. Чем меньше зазоры, лучше контакт цементного камня и породы (характерно для глинистых перемычек), тем выше частота шумов. В зависимости от частотных характеристик перетоки разделяют на колонную циркуляцию и заколонную фильтрацию.

При фильтрации, выделяемой на частотах более 5 кГц, проведение в скважине ремонтных работ неэффективно.

Интервалы пластов-коллекторов в зоне заколонной циркуляции, выделяются на частотах 2-5 кГц, считаются интервалами поглощения, по которым происходит радиальное движение жидкости. Если отмечается повышение амплитуд на частотах до 2 кГц во всём интервале и на частотах от 5 кГц в интервалах неперфорированных пластов и на глинистых перемычках, то это является однозначным признаком заколонной циркуляции.

Ограничения применения акустической шумометрии связаны с шумами, возникающими при движении самого прибора, существованием сложной зависимости чувствительности датчика от частоты, одновременным влиянием на частоту шумов скорости потока, диаметра канала, вязкости флюида.

При точечной шумометрии с увеличением частоты снижается интенсивность шумов. На низких частотах (0,1 - 0,5кГц) отмечаются шумы от движении жидкости по колонне, обтекания скважинного прибора с образованием турбулентных потоков, особенно при расходах более 120 м3/сут. При движении жидкости по нарушениям цементного камня в зависимости от размеров каналов каждый интервал спектра проявляется по-разному. Чем меньше зазоры, лучше контакт цементного камня и породы (характерно для глинистых перемычек), тем выше частота шумов. В зависимости от частотных характеристик перетоки разделяют на колонную циркуляцию и заколонную фильтрацию.

При фильтрации, выделяемой на частотах более 5 кГц, проведение в скважине ремонтных работ неэффективно.

Интервалы пластов-коллекторов в зоне заколонной циркуляции, выделяются на частотах 2-5 кГц, считаются интервалами поглощения, по которым происходит радиальное движение жидкости. Если отмечается повышение амплитуд на частотах до 2 кГц во всём интервале и на частотах от 5 кГц в интервалах неперфорированных пластов и на глинистых перемычках, то это является однозначным признаком заколонной циркуляции.

Ограничения применения акустической шумометрии связаны с
шумами, возникающими при движении самого прибора, существованием
сложной зависимости чувствительности датчика от частоты, одновременным влиянием на частоту шумов скорости потока, диаметра канала, вязкости флюида.

Нарушение в колонне в интервале 1185-1186 м., 1149-1152 м. выявлено в комплексе шумометрии и термометрии

Замеры термометрии и шумометрии

Нарушение герметичности колонны выявлено в интервале 1337.4 - 1342.0 м.

Слабое нарушение в интервале 1316.6 - 1318.0 м, ниже вода не идет

Механическая расходометрия

Механическая расходометрия предусматривает определение скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты.

Её применяют как метод для:

выделения интервалов притоков в добывающих и интервалов приемистости в нагнетательных скважинах;

оценки профилей притока и приемистости в перфорированных интервалах;

определения поинтервальных и суммарных дебитов;

выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины;

определения мест нарушения эксплуатационной колонны.

Скважинные приборы: ДГД - дебитомер глубинный дистанционный и РГД - расходомер глубинный дистанционный. Исследования выполняются в обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах.

Ограничения в применении заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потоков, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влияния на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений.

Контроль технического состояния скважин позволяет своевременно выявить нарушения целостности колонн, оценить размеры и характер этих нарушений, произвести необходимый ремонт и таким образом уменьшить негативные последствия коррозионных процессов и продлить срок службы скважин.

Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы.

Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние - только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока жидкости через измерительную камеру, в которую помещена турбинка. При использовании пакера регистрация расхода только точечным способом, режим непрерывной записи диаграммы невозможен.

Механические расходомеры должны удовлетворять следующим требованиям:

динамический диапазон (отношение максимального измеряемого дебита к минимальному) для пакерных приборов - не менее 10, для беспакерных - не менее 50;

коэффициент нелинейности - не более ± 3%;

нижний предел измерений для пакерных приборов - не более 5 м3/сут, беспакерных - 20 м3/сут.

Пример выявления нарушения в колоне в интервалах 1149-1152 м., 1184.2-1186м. методами расходометрии и шумометрии

НАРУШЕНИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТИ КОЛОННЫ В ИНТЕРВАЛЕ 463.6 - 464.6 м ПО ШУМОМЕРУ

Профилеметрия

Профилеметрия (многорычажные профилемеры Мulti-Finger Imaging Tools, MIT компании Sondex) позволяет регистрировать и оценивать размеры только тех дефектов и особенностей, которые расположены на внутренней стороне стенки ЭКС. При этом дефекты, находящиеся на наружной стороне стенки ЭКС выявлению не подлежат.

ПРОФИЛЕМЕТРИЯ (прибор ГФ-48)

Замер после щелевой перфорации в интервале 1795-1803м.
В интервале 1798.5 - 1800.8 м по кривым R2 и R14 отмечается наличие двух диаметрально расположенных щелей: в интервале 1801.8-1802.6м по кривой R14-одна щель.

Термокондуктивная дебитометрия (СТД)

Термоиндуктивная расходометрия основана на применении в качестве индикатора движения и состава флюидов термоанемометра с прямым или косвенным подогревом. Применяется она для определения:

интервалов притока или приемистости флюидов;

негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах и
перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах;

разделов фаз в стволе скважины.

Чувствительным элементом термокондуктивных расходомеров является датчик-резистор, нагреваемой электрическим током до температуры, превышающей температуру среды. Набегающий поток флюида охлаждает датчик, изменяя его активное сопротивление. Непрерывная кривая расходометрии представляет собой изменение этого сопротивления. Характеристика преобразования термоанемометра нелинейна и близка к экспоненциальной, поэтому его чувствительность падает с увеличением скорости потока. Измеряемая величина - электрическое сопротивление (температура, частота). Основным видом измерений является непрерывная регистрация, дополнительным - измерения в точках. Диаграммные измерения проводятся по исследуемому интервалу со скоростью не более 200 м / час.

Для выделения интервалов притоков или приемистости перфорированных пластов в исследуемый интервал включают эти и прилегающие пласты на 20 -30 м выше и ниже интервалов перфорации. При этом исследования скважинным термодебитомером проводятся в комплексе с термометрией, влагометрией, плотнометрией, а также с некоторыми геофизическими методами коллекторской характеристики пластов (ГК, НГК).

Негерметичность обсадной колонны устанавливают в неперфорированных интервалах ниже глубины спуска насосно-компрессорных труб. Для выявления перетоков по стволу скважины между перфорированными пластами измерения проводятся в остановленной скважине в процессе, и после восстановления давления.

Недостатки метода термокондуктивной расходометрии связаны с ненадёжностью количественной оценки скорости потока флюида в скважине вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения, температуры среды и мощности нагревателя, а также недостаточной чувствительности в области высоких скоростей потока. СТД обладает повышенной чувствительностью к радиальной составляющей потока.

На рисунке показан пример определения мест негерметичности обсадной эксплуатационной колонны методом СТД. Исследования эти проводились в простаивающей скважине (кривая 1) и после свабирования (кривая 2). На первой кривой нет аномалий, показывающих приток жидкости. В зумпфе скважины на глубине 1669,8 м отмечено скопление забойной грязи толщиной 1,4 м. Этот интервал, вследствие высокой вязкости застойной грязи, СТД отметил высокими показаниями. На кривой 2, записанной после свабирования и вызова притока, выделяются пять отметок нарушения эксплуатационной колонны: 1578 м, 1585 м, 1592 м, 1615 м, 1619 м (на рисунке показаны стрелками).

На этой диаграмме, в местах нарушения колонны чётко проявился термокондуктивный эффект (Джоуля-Томсона) заметным снижением температуры, связанным с радиальным притоком жидкости в скважину. По этой кривой также отмечается скопление грязи на забое скважины ниже отметки 1669,8 м.

Определение мест негерметичности обсадной колонны методом СТД

В комплексе этих исследований проводились замеры термометром высокой чувствительности. На контрольной термограмме (3), записанной до свабирования, весь интервал 1578,0 - 1619,0 м с нарушениями колонны отмечен пониженной температурой.

На термограмме (4), снятой после возбуждения скважины свабированием, интервал с нарушениями колонны отметился повышением температуры за счёт притока из пластов более теплой воды, чем в колонне.

По диаграмме ГК (5) видно, что места нарушения колонны находятся в пределах пластов - коллекторов.

Комплекс исследований был дополнен диаграммой магнитного локатора муфт (6). На этой диаграмме забой отмечен на глубине 1672,4 м, что соответствует точке записи локатора. Но истинный забой находится ниже на 2,3 м (поправка на конструктивную длину скважинного прибора).

На рис. 50 приведён пример определения интервалов притока воды и нефти в работающей скважине по исследованиям прибором СТД в комплексе с термометром и влагомером. Исследования проводились малогабаритным комплексным прибором типа «Агат» диаметром 28 мм, спущенным в межтрубное пространство через специальное отверстие в план-шайбе на устье скважины. В скважине перфорированы два небольших интервала 1704,8 -1705,8 м и 1708,8 - 1709,6 м. На диаграмме СТД (кривая 1) чётко выделяются два приточных интервала по снижению температуры за счёт дроссельного эффекта (Джоуля-Томсона) - 1704,6 - 1706,0 м и 1708,8 - 1709,2 м, которые соответствуют интервалам перфорации. По диаграмме влагомера (кривая 2) видно, что в нижнем интервале поступает вода, а в верхнем - нефть. Оба приточные интервалы выделяются на термограмме (кривая 3) заметным снижением температуры.

Определение притоков воды и нефти по СТД, влагомеру и термометру

Скважинный акустический телевизор

В практике разработки нефтяных месторождений используются несовершенные скважины, доля которых составляет более 95% от фонда скважин. Эксплуатационная колонна в них закреплена цементом и перфорирована. Срок жизни скважины составляет 15-30 лет, а иногда и более. За это время состояние колонны сильно меняется - изменяется толщина стенки трубы, появляются дефекты целостности колонны. Причинами этих изменений являются: коррозия металла, перфорация, износ стенок в результате многочисленных спуско-подъёмных операций, связанных с проведением подземных и капитальных ремонтов. В каждой скважине перфорация проводится многократно. Применяются залповые перфораторы, содержащие 10 и более зарядов, которые создают сильный удар по колонне. В старых скважинах прочность цементного камня ослаблена вследствие его коррозии. Поэтому при перфорации появляются вертикальные трещины в цементе, и, как следствие этого, - заколонная циркуляция. В продуктивных интервалах пластовые воды сильно минерализованы. В девонских интервалах минерализация достигает 260 г/л (плотность воды 1180 кг/м). Эта вода движется по вертикали и заметно разъедает колонну. Вследствие агрессивности воздействия с внутренней и внешней сторон в колонне появляются дефекты, и в скважинах возникает необходимость проведения капитального ремонта. В этих скважинах проводятся геофизические исследования с целью точного определения мест нарушения колонны. Для этого применяются методы термометрии, расходометрии, шумометрии, гамма-дефектоскопии и изотопов.

С 2000 г. стали применяться новые методы обнаружения дефектов эксплуатационной колонны - электромагнитной дефектоскопии; акустический видеокаротаж, основанный на регистрации отраженных от границы раздела сред ультразвуковых волн. Скважинный акустический; телевизор (CAT - 4 М) содержит современную элементную базу импульсной электроники. Этот прибор называют акустическим микрокаверномером-дефектоскопом. Он предназначен для получения информации об истинных размерах и форме обсадных колонн посредством измерения внутреннего радиуса по сечению колонны с допустимой абсолютной погрешностью 0,7 мм, а также данных о расположении и количестве отверстий в интервале перфорации. На диаграммах скважинного телевизора изображается картина нарушений эксплуатационной колонны в виде крупных отверстий образовавшихся в результате длительной коррозии. В необсаженных скважинах акустический телевизор может применяться для литологического расчленения разреза, выявления кавернозных и трещиннокавернозных зон, тонкослоистых пропластков, определения профиля сечения скважины. Область применения САТ-4М ограничена техническими параметрами: угол наклона скважины не более 18°, диаметр скважины 125-350 мм, глубина - до 4500 м, жидкость ствола скважины негазированная, плотностью до 1300 кг/м , гидростатического давления до 100 МПа, температура от 5 до 120°С, длина - 4,5м.

АКУСТИЧЕСКИЙ ТЕЛЕВИЗОР, ЭМДС, СКПД

Нарушение целостности эксплуатационной колонны отмечается в интервале 1633,0 - 1637,0 м, а также отмечается повреждение э/колонны в интервале 1651,0 - 1651,5 м.

Дефектомер-толщиномер

Сканирующий гамма-гамма-дефектомер-толщиномер СГДТ-100

Для контроля состояния обсадных колон широко применяют метод, основанный на регистрации рассеянного гамма-излучения. В скважинном приборе в качестве источника мягкого гамма-излучения используют тулий-170 энергия которого порядка 100кэВ. Это прибор позволяет измерять толщину стенок обсадной колонны по четырем радиальным направлениям с привязкой результатов измерений к апсидальной плоскости. Определять место положения муфт, пакеров, центрирующих фонарей, выявлять дефекты в обсадных трубах, образовавшиеся в результате механического воздействия или коррозии, а также регистрировать естественные гамма-излучения горных пород.

Применение:

Обсаженные скважины, оборудованные колонной с внешним диаметром от 140 до 168 мм. И заполненные промывочной жидкостью плотностью от 1000 до 1400 кг/см³

Толщиномер - профилемер акустический (на отраженных волнах) АТП

Прибор выпускается в следующих модификациях по максимальной рабочей температуре T max и верхнему значению гидростатического давления в скважине Pmax :

по температуре: 120°С,

по давлению: 80 МПа.

Шифр прибора АТП-Т-80-Tmax/Pmax

Предназначен для измерения внутреннего диаметра и толщины обсадной колонны.

Применяется в скважинах, заполненных жидкостью на водной или нефтяной основе и имеющих диаметр 110÷240 мм.

Решаемые задачи:

оценка деформаций обсадной колонны;

определение участков внутренней и внешней коррозии обсадной колонны;

контроль перфорации.

Магнитный интроскоп

Принцип действия СМИ основан на методе регистрации утечки магнитного потока (MFL-метод). СМИ содержит (рис. 1) намагничивающее устройство и многоэлементную систему из датчиков утечки магнитного потока. Намагничивающее устройство создает в стенках ЭКС магнитный поток. При его прохождении через область стенки ЭКС с дефектами или иными особенностями у внутренней поверхности стенки ЭКС формируется магнитный рельеф в виде суперпозиции магнитного поля намагничивания и магнитного поля рассеяния от дефектов и особенностей ЭКС. При перемещении СМИ внутри ЭКС осуществляется считывание магнитного рельефа, по величине и характеру распределения которого можно судить о параметрах дефектов и особенностей стенки ЭКС.

Конструктивно скважинный модуль сканирующего магнитного интроскопа серии МИ-5Х состоит из трех блоков (рис. 2), размещенных в едином корпусе: блока магнитной интроскопии (Сканер интроскопа), блока магнито-импульсной толщинометрии (Толщиномер) и блока гамма-каротажа (ГК).

Магнитный интроскоп серии МИ-50

Недоворот труб в муфтовых соединениях

u  За период ОПЭ с 2006 обследовано более 200 ЭКС. По результатам диагностики выявлено и локализовано более тысячи дефектов ЭКС. Выполнены следующие виды скважинных работ:

u плановая диагностика ЭКС с оценкой их коррозионного и механического износа;

u определение фактического положения интервалов перфорации с указанием количества (плотности) перфорационных отверстий;

u оценка состояния ЭКС при планировании ремонтных работ;

u выбор участков колонны для установки пакеров;

u оценка эффективности различных мероприятий по защите ЭКС от коррозии (например, катодная защита, ингибиторы коррозии);

u определение качества муфтовых соединений ЭКС.

u Наиболее характерные дефекты, обнаруженные в результате проведения магнитной интроскопии ЭКС:

u коррозионные поражения стенки ЭКС по дистанции ЭКС;

u повторная перфорация;

u коррозионные поражения стенки эксплуатационной колонны в интервале перфорации (рис. 8);

u желобообразный износ из-за движения бурового инструмента (рис. 9);

u несоответствие фактического интервала перфорации проектному (рис. 10);

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Гамма-плотномер-толщиномер скважинный, термобаростойкий

СГДТ-6ТБ Прибор выпускается в следующих модификациях по максимальной рабочей температуре T max и верхнему значению гидростатического давления в скважине Pmax :

по температуре: из ряда 120, 150, 175 °С,

по давлению: из ряда 60, 80, 100, 120 МПа.

Предназначен для оценки качества цементирования затрубного пространства и интервалов износа обсадных труб в нефтяных и газовых скважинах.

Применяется для исследования скважин с обсаженным стволом, при любом типе промывочной жидкости, трехжильном геофизическом кабеле длиной не более 7000 м.

Решаемые задачи:

определение высоты подъема цемента;

выделение интервалов с различным типом цемента (цемент, гельцемент и др.);

определение эксцентриситета колонны в скважине;

определение муфт, центрирующих фонарей, пакеров;

определение интервалов перфорации и износа обсадных труб

Определение качества цементирования эксплуатационной колонны методом ГГК

Исследования по определению качества цементирования эксплуатационной колонны проводятся в каждой пробуренной скважине до начала её эксплуатации. Для этих целей могут использоваться различные геофизические методы. Наиболее эффективными оказались методы ГГК и акустический.

Цементомер ГГК основан на принципе дифференциации компонентов скважинной среды по плотности. Выделяются четыре активных компонента среды, отличающиеся между собой по плотности:

u  r1=7800 кг/м3 - эксплуатационная колонна,

u r1=2600 кг/м3 - горная порода,

u r1=2000 кг/м3 - цементный камень,

u r1=1200 кг/м3 - буровой раствор.

Определение высоты подъема цемента методом ГГК прибором ЦМ-8-12

Акустический каротаж

От волнового источника могут возникать волны продольные (Р), направление которых совпадает с направлением колебания частиц тела при деформации, и поперечные (S) - с перпендикулярным направлением относительно колебания частиц при деформации.

Поперечные волны распространяются только в твердых телах, поэтому не используются для исследования скважин, так как в стволе скважины всегда содержится жидкость.

Скорость волны прямо пропорционально связана с плотностью среды. Скорость продольной волны в 1,7 раза больше скорости поперечной волны.

Существует два определения плотности горных пород: а) минералогическая плотность (без пористости), которая примерно одинакова для всех осадочных горных пород; б) объемная плотность, которая обратно пропорциональна пористости пород. Именно эта зависимость позволяет применять АК для выделения коллекторов в разрезе скважины, обладающих заметной пористостью. Исследования АК с этой целью проводятся в необсаженных (буровых) скважинах.

В таблице приводятся основные волновые характеристики некоторых горных пород:- скорость продельных волн,

Δt - интервальное время (1/V),

a - коэффициент затухания волн.

Таблица 2.1

Примечание: Здесь a приведены для нетрещиноватых пород

При движении упругой волны по вертикали призабойной зоны пород амплитуда волны уменьшается вследствие волнового сопротивления среды по закону

расстояние от излучателя до приемника,

a- амплитудный коэффициент затухания.

Коэффициент затухания увеличивается с ростом пористости пород, глинистости и трещиноватости.

Коэффициент а меняется для разных флюидов:

ав<ан<аг

Зонды АК бывают 2-х, 3-х и 4-х элементные. В практике исследования скважин чаще применяются 3-х элементные зонды.

Схема зонда АК

И1, И2 - излучатели упругих волн П - приемник, L- длина зонда, S -база прибора. Для зондов АК принцип взаимности по назначению могут быть заменены на приемники и наоборот. При этом показания на диаграмме АК не изменяются. От излучателей создаются различные типы волн: прямая, отраженная, преломленная. Приемники фиксируют в основном преломленные продольные волны первого вступления, так как они обладают максимальной скоростью. Определяются амплитуда А и время поступления волны t. На диаграмму АК записываются две кривые: Δt - разность времени вступления волн от двух излучателей, и a- коэффициент затухания.

Акустический цементомер (АкЦ)

Это прибор для определения качества цементирования эксплуатационной колонны, в котором используется метод упругих волн для излучения прискважинной зоны, в которую входят: металл колонны, цементный камень, горная порода и буровой раствор, содержащийся как в стволе скважины, так и за колонной в интервалах выше цементного камня. Эти компоненты различаются между собой по многим физическим свойствам (в таблице приводятся осредненно).

Таблица 2.2

Цементомер АКЦ-М

Предназначен для контроля качества цементирования скважин , работает в обсадных колоннах с диаметром от 120 до 350 мм. Аппаратура работает в комплексе с компьютерезированными каротажными регистраторами на одножильном грузонесущим каротажном кабеле длиной до 6500.

Колонна, порода и буровой раствор в стволе скважины содержатся по всей глубине скважины, поэтому являются постоянной составляющей скважинной среды. Они не являются определяющими для дифференциации диаграммных кривых цементограммы АкЦ. Различие по акустическим свойствам проявляются на глубинной отметке высоты подъема цемента (ВПЦ). На диаграмме АкЦ отмечаются суммарные эффекты трех компонентов: ниже ВПЦ находится твердый массив, состоящий из колонны, цемента и породы, а выше ВПЦ - три других компонента - колонна, буровой раствор и порода. Твердый массив нижней, зацементированной части скважины обладает более высоким волновым сопротивлением, чем верхняя часть, в которой нет цемента. Поэтому в зацементированной части скорость продольных волн уменьшается, а интервальное время At увеличивается. В этой части заметно уменьшается амплитуда волн (А), поступающих на приемник.

Цементограмма АкЦ

По изменению хода кривых ∆t и А определяется ВПЦ. Качество цементирования колонны оценивается несколькими показателями:

)Высота подъема цемента (ВПЦ),

)Интервалы отсутствия цемента ниже ВПЦ,

)Центрированность цементной заливки,

) Сцепление цемента с колонной,

МАК -2

Оценка качества цементирования аппаратурой акустического контроля прибором МАК-2

Геохимические методы исследования скважин

Газовый каротаж

Газовый каротаж является единственным прямым методом поисков и разведки горючих углеводородов в большом комплексе геофизических исследований скважин. Этот метод справедливо называют геохимическим. Все остальные методы ГИС являются косвенными, т.к. для определения различных геологических характеристик пластов и скважин используются физические параметры.

Эти исследования проводятся в бурящихся скважинах с целью разведки и доразведки карбонатных интервалов геологического разреза скважин.

Геофизические исследования обычно проводятся после временного или окончательного прекращения бурения и извлечения бурового инструмента из ствола скважины. А газовый каротаж проводится в процессе бурения. В терригенных интервалах геологического разреза эти исследования не проводятся, т.к. в них все вопросы нефтепромысловой геологии решаются сравнительно успешно электрическими, радиоактивными методами, которые являются обязательными для всех пробуренных скважин. Геологическая интерпретация карбонатных интервалов значительно сложнее, т.к. в них закономерности зависимостей между геологическими и физическими параметрами выражены менее четко.

Комплекс геохимических исследований состоит из нескольких частей:

1. Регистрация содержания горючих углеводородных газов.

2. Компонентный анализ газов.

3. Анализ содержания битумов.

4. Механический анализ крепости пород.

Регистрация содержания горючих углеводородных газов.

Эти газы содержатся в растворенном виде в выходящем из скважины буровом растворе. Количественное содержание их (в объемных процентах) определяется по температурному эффекту в камере сгорания. На рисунке показана технологическая схема регистрации газопоказаний. В поплавковом дегазаторе (2) происходит разгазирование и далее, в магистраль (3), представляющую собой тонкую хлорвиниловую или медную трубку, поступает газо-воздушная смесь (ГВС), которая протягивается по всему тракту вакуумным насосом (4).

В потоке ГВС могут содержаться мелкие частицы разбуренных пород, которые являются помехой и могут засорить каналы по всей схеме движения газовой смеси. Для удаления их в схеме устанавливается фильтр - механический отстойник (5). В потоке неизбежно содержится влага - пары воды, которая может сильно исказить газопоказания. Увеличение температуры сгорания газов обычно соответствует содержанию горючих газов. Но если в камеру сгорания попадет влага, то происходит испарительное охлаждение, и показания количественного содержания горючих газов искажается в сторону понижения. Для предотвращения этой помехи перед камерой сгорания устанавливается влагопоглотитель (6), в качестве которого используется хлористый кальций СаСl₂.

Другой помехой при регистрации газопоказаний является сероводород H₂S, который также является горючим газом, и искажает газопоказания в сторону завышении. Для предотвращения этой помехи в магистрали движения газов устанавливается специальный реактив сероводорода (7), представляющий собой жидкую прозрачную водную смесь уксуснокислого свинца, уксусной кислоты и глицерина. При поступлении сероводорода эта смесь сильно темнеет, и оператор временно переключает поток на выход в атмосферу.

Главной частью схемы регистрации ГВС является измерительный мост сопротивлений (9), состоящий из четырех резисторов. Два из них (R₃, R₄) являются активным, сопротивление которых сильно изменяются от температуры ( при ∆t=1, ∆R=0,4%). Они выполнены из тонкой платиновой нити, которая всегда находится под накалом от напряжения аккумулятора (10).

Два других резистора моста. - пассивные, термостойкие, с изменением температуры их сопротивление не меняется. При отсутствии горючих газов мост балансируется, и в его диагонали разность потенциалов равна нулю. При поступлении газов и их сгорании сопротивление резистора R₃ меняется, и в диагонали моста появляется ∆U, которая регистрируется измерительным прибором (11.).

Интервалы пластов-коллекторов отмечаются повышенными аномалиями. Горючие газы содержатся в нефтеносных, газоносных, водоносных пластах и битуминозных породах. Эти аномалии являются первичной информацией о наличии углеводородных газов, однако по ним ещё нельм установить характер насыщения пласта. Для этого требуются дополнительные исследования, которые имеются и проводятся в комплексе геохимических исследований. В перспективных интервалах отбираются пробы газа для последующего детального (компонентного) анализа.

Углеводородные газы делятся на две категории - легкие и тяжелые. Критерием для такого разделения является относительная плотность газа. Она определяется по воздуху d=Mr/MB, где Mr - молекулярная масса данного газа, которая определяется по его химической формуле. Мв -молекулярная масса воздуха (Мв=29). Если d<l, то газ считается легким. Легкие газы уходят вверх, в атмосферу. Из всех углеводородов только метан СН₄ (является легким газом. Если же d>l, то газ тяжелый. Таковыми являются все остальные газы ряда нормальных углеводородов.

На основной диаграмме газового каротажа пишутся две кривые:, содержание тяжелых и суммарное содержание всех газов.

Компонентный анализ

В газокаротажной станции имеется много пробоотборников, в которые отбирается газ в перспективных интервалах скважины. Эти пробы могут храниться длительное время. Детальный анализ оператор проводит в те периоды, когда процесс бурения не идет. Прибор для проведения компонентного анализа - хроматограф. Одной из основных частей его является трубка с органической гранулированной смолой (силикагелем), которая сильно адсорбирует на своей поверхности углеводородные газы. При подогреве происходит обратный процесс - десорбция. Она интересна тем, что каждый компонент выходит при своей, определенной температуре:

Процесс выхода отличается своей последовательной закономерностью по плотности. В начале выходят легкие газы. Первым, при небольшом подогреве, выходит метан. Затем, после небольшой паузы и постепенно продолжающемся подогреве - этан. Далее идут пропан, бутан, пентан. На этих пяти компонентах анализ прекращается.

Основной частью хроматографа, как и при регистрации общих газопоказаний, является измерительный мост сопротивлений из четырех резисторов. Как и в предыдущей схеме, при поступлении газа в камеру сгорания мост разбалансируется, и по величине ∆U определяется количественное содержание данного газа.

Компонентный анализ ведется до пентана включительно. Но он может отсутствовать, тогда расчет ведется по калибровочной кривой бутана. Сумма показаний всех компонентов принимается за 100%, и определяется процентное содержание каждого компонента.

Результаты компонентного анализа записываются в виде диаграммы, показанной на рисунке, на которой по горизонтальной оси откладываются номера углеводородных компонентов, что соответствует температурному шагу между ними, а по вертикальной оси - процентное содержание. При интерпретации этих диаграмм главным вопросом является распределение легких и тяжелых углеводородов.

Если содержание легких преобладает над суммой тяжелых, то пласт характеризуется как водоносный. Если же преобладают тяжелые, то пласт - нефтеносный.

В нефтях карбонатных пластов Ромашкинского месторождения содержится углекислый газ. Он сказывается на результатах компонентного анализа, когда его содержание превышает 10% объема всего газа. Если адсорбентом является силикагель, то СО₂ выходит в промежутке между этаном С₂Н₆ и пропаном С₃Н₈. А если адсорбентом является окись алюминия, то СО₂ выходит между пропаном С₃Н₈ и бутаном С₄Н₁₀. Наличие углекислого газа приводит к занижению показаний углеводородов. В нефтях СО₂ мало. Но его количество резко увеличивается при термовакуумной дегазации бурового раствора.

В отобранных пробах газа может содержаться сероводород H₂S, который при сгорании завышает показания. Для снижения этой помехи газ предварительно пропускается через фильтр, содержащий кристаллическую щелочь КОН.

Анализ битумов

Когда речь идет о битумах, имеются в виду высоковязкие, но текучие и твердые разновидности нефтей. Это смесь масел, асфальтенов и смол. Иногда применяется другое название этих исследований - «люминесцентно битуминологический анализ пород». Это название соответствует содержанию, т.к. под действием ультрафиолетовых лучей различные битумы светятся разными цветами люминесценции - широкий световой диапазон от светло-голубого до черного.

Анализ проводится по шламу разбуренных пород, выносимому из скважины отработанным буровым раствором, из интервалов высоких газопоказаний перспективных пластов. Выборка идет из желоба с помощью обычного мелкого сита. Шлам высушивается, заворачивается в бумажные пакетики, на которых отмечается номер скважины, интервал глубин, дата отбора. Сухой шлам может храниться в течение длительного времени до проведения анализа - несколько дней, и даже месяцев.

Для определения типа и количества битумов шлам измельчается в порошок в лабораторной фарфоровой ступе. Затем заливается органический растворитель (хлороформ), который в чистом виде представляет собой очень прозрачную жидкость. При контакте с порошком, содержащим битумы, жидкость мгновенно становится темной. Полоски фильтровальной бумаги пропитываются этой жидкостью и высушиваются. Ни них уже бывают видны цветные ореолы. Эти образцы просматриваются в специальной камере (люминоскопе) под действием ультрафиолетовых лучей. Этот эффект дает совершенно другие цвета. В люминоскопе есть эталонная шкала из 15 образцов, по сопоставлению с которой определяется тип битума. О количественном содержании битума можно судись по яркости свечения.

По результатам люминесцентного анализа определяются следующие битумы:

· МБА - маслянистый битум класса «А» с характерными цветовыми тонами свечения - от белого до зеленого.

· ОБА - осмоленный (окисленный) битум класса «А» с цветами свечения от желтого до желто-коричневого.

· СБА - средний битум класса «А», люминесценция от светло-коричневого до коричневого цветов.

· САБА-1 - первый подтип смолисто-асфальтенового битума класса «А» с тонами свечения от зелено-коричневого до темно-коричневого.

« САБА-2 - второй подтип смолисто-асфальтенового битума класса «А».

Последние два подтипа САБА являются самыми плотными, не текучими битумами. Результаты анализа битумов используются для составления комплексного геолого-геофизического заключения по содержанию перспективных пластов в карбонатных интервалах разведочных скважин.

Механический каротаж

Это очень простой вид исследований по определению крепости пластов. Анализ ведется по времени проходки бурением одного метра проходки по вертикали. Для регистрации времени в автоматической газокаротажной станции имеются секундомер и счетчик глубин, способный фиксировать малые интервалы - до 0,1 м. Отсчеты берутся через 1м проходки и наносятся на диаграмму, на которой по горизонтальной оси наносится время в масштабных единицах, а по вертикальной - глубины.

Максимальным временем проходки, а значит и максимальной крепостью, отмечаются плотные, непористые известняки. Самыми легкими для бурения являются пористые глинистые известняки, они отмечаются самым малым временем проходки. Наиболее интересные в нефтепромысловой геологии терригенные осадочные породы в механическом каротаже занимают промежуточное положение. Скорость проходки в глинах бывает несколько больше, чем в песчаниках.

Простая диаграмма механического каротажа является ценным материалом для суждения о геологии разреза пробуренной скважины.

Прострелочно-взрывные работы в скважине

Перфорация и торпедирование скважин

Все эксплуатационные скважины (добывающие и нагнетательные) являются несовершенными, т.к. приток жидкости происходит не по всей боковой цилиндрической поверхности разбуренного пласта-коллектора, а по небольшому числу отверстий малого диаметра, создаваемых в механической конструкции скважины. После окончания бурения в скважину спускают металлическую колонну обсадных труб, цементируют её с целью укрепления ствола скважины и разобщения пластов, содержащих нефть, воду, газ. Процесс образования отверстий в трубах, цементе и горной породе называют перфорацией скважин. Пласты, намеченные к опробованию или эксплуатации, вскрывают с помощью специальных аппаратов, называемых перфораторами. Они бывают пулевые, торпедные, кумулятивные (беспулевые), сверлящие, и др. Отбор проб породы для изучения литологии и нефтесодержания производится боковыми стреляющими и сверлящими грунтоносами.

По многим, геологическим и техническим соображениям, в скважинах производятся взрывные действия, которые называют торпедированием. Оно проводится с целью увеличения дебита или приемистости пластов, ликвидации аварий в скважинах, извлечения прихваченных НКТ и обсадных колонн, разрушения металла на забое, развинчивания труб, очистки фильтров, борьбы с поглощением промывочной жидкости при бурении, ликвидации открытых фонтанов и др.

Прострелочно-взрывные работы (ПВР) проектируются и проводятся на основании данных геофизических исследований геологического разреза скважин и их технического состояния. По геофизическим диаграммам выбираются объекты и .интервалы ПВР. Кроме того, для изучения геологических разрезов геофизическими методами и прострелочно-взрывных работ используется одно и то же оборудование. Поэтому ПВР проводятся силами промыслово-геофизической службой.

Прострелочно-взрывные работы в скважинах имеют важное значение для правильного определения продуктивности разведочных скважин, и следовательно, подсчета извлекаемых запасов на месторождениях нефти и газа, достижения максимально возможной производительности скважин и отдачи пластов, оценки петрофизических и коллекторских свойств пластов, сокращения сроков и удешевления бурения, испытания, опробования, освоения, капитальных ремонтов и восстановления скважин.

По мере изменения и совершенствования техники и технологии разведки и разработки месторождений нефти, газа, воды и некоторых других полезных ископаемых технические средства и материалы для ПВР, методы и технология их применения совершенствуются и обновляются. С увеличением глубин бурения повышается термобаростойкость взрывчатых, конструкционных материалов и аппаратуры.

Правильный выбор и успешное применение техники и методов ПВР требуют высокой квалификации персонала и знаний существа процессов выстрела и взрыва, характеристик применяемых взрывчатых и конструкционных материалов, особенностей устройства и действия современной аппаратуры, оборудования и приборов, правильных способов их использования, а также четких правил охраны труда и техники безопасности.

Взрыв и взрывчатые материалы

Взрывной процесс - это быстрое физическое или химическое превращение, сопровождающееся переходом потенциальной энергии в механическую. Работа, совершаемая при химическом взрыве, обусловлена быстрым расширением газообразных продуктов.

Существенным признаком взрыва, который служит непосредственной причиной его разрушительного действия, является резкий скачок давления, образованного ударной волной (УВ) в среде, окружающей место взрыва.

Ударная волна - область сжатия, распространяющаяся в среде со сверхзвуковой скоростью с резким скачком давления, плотности и температуры.

Взрывы, вызванные химическими превращениями взрывчатых веществ (ВВ), характеризуются следующими факторами:

А. Экзотермичность процесса - выделение тепла, обеспечивающее самораспространение процесса, разогрев газообразных продуктов и их расширение. Теплота взрыва (4-7 МДж/кг) является важнейшим критерием работоспособности ВВ. Чем больше теплота взрыва, тем больше разрушительное действие взрыва.

Б. Высокая скорость распространения процесса, когда переход к конечным продуктам взрыва происходит за стотысячные или миллионные доли секунды и при этом достигается очень высокая объемная концентрация и плотность энергии. Скорость детонации (скорость распространения взрыва) ВВ колеблется от 1,5 до 9,0 км/с.

В. Газообразование - расширение продуктов детонации (ПД), находящихся в момент взрыва в чрезвычайно сжатом состоянии, с переходом потенциальной энергии ВВ в кинетическую энергию и механическую работу. Объем газообразных ПД при атмосферном давлении составляет примерно 600-800 л на 1 кг ВВ, максимальное давление ПД достигает несколько десятков гигопаскалей.

Одновременное сочетание указанных факторов обеспечивает явление нормального взрыва.

В зависимости oт внешних условий, характера ВВ и других факторов основными формами химического превращения ВВ является следующее:

А. Медленное термическое разложение, характеризующееся тем, что все разлагающееся вещество находится при одинаковой температуре. Скорость разложения зависит от внешней температуры. При температуре, близкой к температуре самовоспламенения ВВ, Происходит так называемой тепловой взрыв, характеризующий порог термической стойкости ВВ. Порог термостойкости - максимальная температура, которую может выдержать заряд ВВ определенных размеров и формы в течение заданного времени в данных условиях. По условиям применения при прострелочно-взрывных работах в скважинах, заряды ВВ должны сохранять свои взрывчатые характеристики после выдержки при максимальной температуре иx применения в течение требуемого времени ( от одного часа до двух-шести суток в зависимости от вида аппаратуры и характера выполняемых работ) и самопроизвольно не детонировать в течении 24 ч.

Б. Горение - химическое превращение, протекающее со скоростью от сантиметров до десятков и сотен метров в секунду. Скорость горения существенно зависит от внешнего давления, возрастая с его повышением. Горение является характерным видом взрывчатого превращения порохов и других горюче-окислительных систем.

В. Взрыв - процесс, характеризующийся резким скачком давления (ударом расширяющихся газов по окружающей среде), вызывает дробление и сильные деформации преграды на относительно небольших расстояниях.

Г. Детонация представляет стационарную форму взрыва, распространяющегося со скоростью до 9 км/с, при которой достигается максимальное разрушительное действие.

Работоспособность (фугасностъ) - определяется потенциальной энергией ВВ. Возрастает с увеличением теплоты взрыва, удельного объема и теплоемкости газообразных продуктов детонации (ПД).

Бризантностъ - разрушительное действие в месте контакта ВВ со средой, являющееся результатом резкого удара продуктов детонации о преграду.

Заряд ВВ (активный) может возбуждать детонацию другого заряда (пассивного), находящегося на некотором расстоянии. При передаче детонации через воздушный промежуток детонация в пассивном заряде возникает в результате непосредственного действия УВ, ПД и осколков оболочки. Когда детонации передается через плотные среды (вода, стекло, металл, грунт и др.) основным фактором, влияющим на возникновении детонации в пассивном заряде (ПЗ), является ударная волна, вышедшая из среды, так называемая инициирующая ударная волна (ИУВ), которая способна возбудить в ПЗ детонацию лишь при достаточной её интенсивности. Скорость и давление должны превышать некоторые критические значения, величина которых определяется свойствами зарядов ВВ, их плотностью, детонационной способностью, физико-механическим состояниям, наличием оболочки и другими параметрами.

Взрывчатые вещества - химические соединения и составы -подразделяются на следующие группы: инициирующие ВВ, бризантные ВВ, пороха (метательные составы) и горюче-окислительные системы, пиротехнические составы.

А Инициирующие (первичные) взрывчатые вещества (ИВВ) применяются для инициирования взрывных процессов. Их отличительными свойствами является способность взрываться под влиянием незначительных внешних воздействий и быстрота нарастания скорости взрывного превращения до максимума. Применяются в воспламенительных устройствах, детонаторах, взрывателях и т.п. в индивидуальном виде, либо в смеси и могут быть избирательно чувствительными к начальному импульсу (тепловому, начальному, ударному и др.). Основные из них: гремучая ртуть, тетразен, тринитрорезорцинат свинца, азиды металлов и др. Все инициирующие вещества и составы высокочувствительны к механическим воздействиям.

Б. Бризантные (вторичные) взрывчатые вещества (БВВ) в отличие от ИВВ, обладают большей устойчивостью к внешним воздействиям. Детонация БВВ осуществляется с помощью соответствующих ИВВ. Для прострелочно- взрывных работ в скважинах при изготовлении зарядов перфораторов и торпед, взрывных устройств и детонирующих шнуров используют промышленные БВВ - ТЭН, тротил, составы и сплавы (например тротил-гексоген), а также термостойкие ВВ (вещества, выдерживающие воздействие повышенных температур в скважинах) -гексоген, октоген, тринитробензол, составы на их основе и др.

В. Пороха (метательные ВВ) и топливно-окислителъные системы, основным видом взрывчатого превращения которых является горение. ПВР в скважинах используются для метания пуль и снарядов перфораторов, бойков грунтоносов, для термогазо-термического воздействия на пласт, гидроразрыва пласта, привидения и действие взрывных пакеров и тампонажных снарядов и других целей.

Некоторые системы являются детонационноспособными, что должно учитываться при их применении.

Воспламенение производится с помощью специальных устройств (электровоспламенителей, пиропатронов и др).

Г. Пиротехнические составы - механические смеси, применяющиеся в сигнальных устройствах, воспламенителях.

Как источник энергии, ВВ характеризуются теплотой взрыва, удельным объемом, составом и температурой продуктов детонации (ПД).

Температура взрыва (Т_в) - максимальная температура ПД. Для большей части ВВ она составляет 3000-4000 .

Состав ПД - продукты взрывчатого превращения, в основном, органических соединений, состоящих из углерода, кислорода, водорода и азота. Наиболее характерные продукты взрывчатого превращения: СО₂, СО, С, H₂O, H₂, N₂, NO, O₂, в незначительных количествах образуются CH₄, C₂N₂ и др.

Типы перфораторов

Кумулятивная перфорация

При кумулятивной перфорации пласт вскрывается под воздействием узкой струи раскаленных газов и металла, сконцентрированной в потоке большой плотности и огромной скорости. В головной части скорость струи достигает 6-8 км/с, такой поток образуется при взрыве кумулятивного заряда.

При такой скорости кумулятивная струя оказывает на преграду большой давление. В реальных средах это давление составляет несколько сотен мегапаскалей. Максимальная эффективность действия кумулятивного заряда с выемкой, облицованной металлом, достигается при расположении заряда от преграды на определенном расстоянии, которое называется фокусным. Фокусное расстояние должно быть заполнено воздушной средой. В струю обычно переходит примерно 10% массы облицовки. Остальная часть, обжимаясь, формируется в стержень сигарообразной формы - пест, движущийся вслед за струей.

При встрече с преградой кумулятивная струя создает канал, диаметр которого больше диаметра струи. Дно канала имеет полусферическую форму, фрагменты хвостовой части струи, не принимавшие участие в прибивший канала, скапливаются на дне канала. Летящий вслед за струей пест в зависимости от соотношения его диаметра и диаметра канала может достичь дна или застрять где-то в канале. Эго снижает эффективность перфорации. Поэтому стремятся в зарядах создать такие условия, чтобы диаметр пробиваемого канала был как можно больше, а пест имел бы малый диаметр или не образовывался бы вовсе.

Горные породы в таком слое вокруг стенок канала несколько уплотняются, что приводит к снижению их проницаемости до 20%. Материал струи (металл) и её высокая температура влияния на коллекторские свойства практически не оказывают. Металл распыляется по стенкам канала мельчайшим слоем. Высокая температура струи, которая составляет порядка 1000, не успевает сплавить горную породу из-за кратковременного воздействия. Весь процесс протекает 100 мкс.

Кумулятивный заряд перфоратора представляет собой пресованную шашку бризантного ВВ цилиндрической, конической или овальной формы - кумулятивная выемка, в которую вставлена металлическая воронка. В основании заряда находится детонатор. Инициирование взрыва снаряда производится от взрыва общего гибкого детонирующего шнура, который, в свою очередь, возбуждается от соответствующего взрывного устройства, чаще взрывного патрона.

Форма заряда позволяет уменьшить массу ВВ, не участвующую непосредственно в образовании кумулятивного заряда благодаря чему уменьшается вредное воздействие взрыва на корпус перфоратора или обсадную колонну.

По способу герметизации кумулятивных зарядов перфораторы делятся на две группы: корпусные и бескорпусные. Корпусные, в свою очередь, подразделяются на перфораторы с многократным использованием корпуса, обозначение которых ПК, и однократного использования - ПКО, ПКОС, ПИК. Бескорпусные перфораторы выпускаются частично разрушающимися - ПКС, ПКР и полностью разрушающимися - КПР, ПР.

Кумулятивные корпусные перфораторы

В корпусных перфораторах заряды и средства взрывания (детонирующий шнур и взрывной патрон) изолированы от внешней среды стальным корпусом, который выдерживает высокие гидростатические давления. Стальной корпус позволяет применять перфораторы этого класса в скважинах на больших глубинах при высоких температурах и давлениях Кроме того, корпусные перфораторы не загрязняют ствол скважины после перфорации и не оказывают разрушающего влияния на обсадную колонну и цементный камень в затрубном пространстве.

Кумулятивные корпусные перфораторы многократного использования типа ПК имеют толстостенный стильной герметичный корпус, в стенках которого против каждого заряда расположены гнездовые отверстия для прохождения кумулятивной струи. Каждое отверстие герметизируется металлической пробкой и резиновым уплотнением. Оси соседних зарядов и гнездовые отверстия располагаются с шагом, обеспечивающим необходимую плотность перфорации, и сдвинуты относительно соседнего заряда на 90. Минимальное расстояние между соседними зарядами 75-85мм. В одном корпусе размещено 10-12 зарядов. Для увеличения числа зарядов, одновременно опускаемых в скважину, корпусы перфораторов можно соединить. Один корпус выдерживает до 40 групповых взрывов.

Малогабаритные перфораторы с разрушающимся корпусом, предназначенные, для простреливания бурильного инструмента с целью оперативного восстановления циркуляции промывочной жидкости в бурящихся скважинах, имеет неразборную конструкцию и содержат по 8 кумулятивных зарядов, запрессованных в прочные стальные секции с детонационными каналами вместо детонирующего шнура. Секции заключены в тонкостенный (1-1,5мм) алюминиевый кожух, концы которого закатаны в канавках головки и наконечника. Взрывной патрон, совмещенный с электровводом, устанавливается в гнездо головки перед спуском перфоратора в скважину. Между головкой и первой по ходу детонации зарядкой секции помещен вышибной заряд, отделяющий при выстреле головку с кабелем от перфоратора.

В перфораторе ПКОС38 заряды поочередно направлены кумулятивными выемками в противоположные стороны под углом 60' к продольной оси перфоратора, а в перфораторе ПКОС32 две группы по четыре заряда ориентированы в противоположных направлениях.

Перфоратор ПКСОЗМ, предназначенный для вскрытия пласта со спуском через НКТ, состоит из нескольких сочленяемых между собой 20-зарядных секций и позволяет перфорировать за один спуск интервал до 6м. При этом необходим зумпф, достаточный для размещения фрагментов перфоратора, остающихся в скважине после выстрела.

В перфораторах, спускаемых на насосно-компрессорных трубах, применена унифицированная головка (диаметр 73мм) с ударно-взрывным механизмом. Корпус перфоратора по конструкции и снаряжению ВМ аналогичный перфораторам ПКО и ПКОТ, состоит из отдельных секций, соединяемых между собой переходником с устройством передачи детонации (УПД).

Детонирующий шнур возбуждается устройством инициирования (УИ), срабатывающим от ударного механизма, приводимого в действие давлением резинового шара, который проталкивается с поверхности Земли по трубам потоком жидкости, закачиваемой насосом или компрессором. Перфорацию всего интервала производят за один спуск перфоратора в скважину при сниженном гидростатическом давлении и герметизированном устье.

Кумулятивные бескорпусные перфораторы

Кумулятивные бескорпусные перфораторы обладают большой производительностью (до 200 отверстий за один спуск в скважину) и высокой пробивной способностью, отнесенной к поперечному габариту. Гибкость перфораторов позволяет осуществлять спуск в искривленные и деформированные колонны.

При взрыве кумулятивных зарядов значительная часть энергии передается через окружающую жидкость на обсадную колонну, что приводит к её деформации, но хорошо зацементированные колонны при правильном выборе габарита перфоратора и плотности перфорации деформируются в допустимых пределах.

В ленточных кумулятивных перфораторах заряды заключены в стеклянные, ситалловые или керамические оболочки, состоящие из склеиваемых между собой корпуса и крышки. Заряды с поочередно противоположной ориентацией монтируются в каркасе, состоящем из скрепленных между собой стальных лент, к нижнему концу которых присоединяют чугунный груз. При взрыве зарядов их оболочки полностью разрушаются на мелкие частицы, не загрязняя скважину, а ленточный каркас полностью извлекается на поверхность. По деформации отверстий в ленте, где находились заряды, можно судить о полноте детонации каждого заряда.

В перфораторах ПКСУЛ, для соединения лент применены легкоразъемные замки, в ленте каждое второе отверстие под заряд снабжено по обеим сторонам удлиненными пазами, что позволяет устанавливать заряды без протаскивания детонирующего шнура через технологические отверстия в ленте.

Разрушающийся кумулятивный перфоратор, имеет заряды, заключенные в литые алюминиевые герметичные оболочки. Кумулятивные заряды собирают в длинные гирлянды с помощью соединительных обойм, изготавливаемых также литьем из алюминиевого сплава. В нижней части гирлянды в наконечнике закрепляют герметичный патрон, скрепленный с нижним концом детонирующего шнура. Собранную гирлянду зарядов крепят к стальной головке, которая служит также грузом толкающим перфоратор при спуске его в скважину.

При взрыве гирлянда зарядов в скважине остаются осколки от оболочек, соединительных обойм и наконечника. Поэтому применение разрушающихся перфораторов типа КПРУ возможно лишь в таких скважинах, в которых имеется зумпф достаточных размеров и засорение осколкам не вызывает осложнений. Осколки в основном оседают в зумпф скважины, а частично вымываются при освоении.

Преимущества перфораторов КПРУ65 по сравнению с ленточными кумулятивными перфораторами типа ПКС - повышенная гибкость, относительная продольная жесткость, позволяющая не применять нижний груз, лучшее взаимное расположение кумулятивных зарядов (сдвиг осей зарядов на угол 90 вместо 180), возможность их применения в скважинах при спущенной колонне насосно-компрессорных труб ( с внутренним диаметром не менее 72мм) и при наличии в обсадной колонне узких мест (смятий, искривлений и др.), через которые не всегда можно извлечь деформированную после взрыва ленту, на поверхность извлекается только головка с кабелем.

Разрушающиеся кумулятивные перфораторы в основном предназначены для вскрытая пластов в скважинах, когда перфораторы необходимо спустить через колонну насосно-компрессорных труб с внутренним диаметром соответственно не менее 50 и 62мм, в том числе при герметизированном устье скважины ( с лубрикатором) при депрессии на пласт. Перфораторы типа ПР отличаются от перфораторов КПРУ65 тем, что в них для возбуждения взрыва кумулятивных зарядов применяют не детонирующий шнур, а соединительные обоймы с кольцевым детонатором, примыкающим к тыльной части оболочки заряда, а внутри каналов в обоймах размещены удлиненные цилиндрические заряды из пластичного ВВ. Из зарядов и снаряженных обойм предприятие-изготовитель собирает пятизарядные секции, из которых на скважинах собирают гирлянды перфораторов необходимой длины.

Полуразрушающиеся кумулятивные перфораторы ПКР с извлекаемым каркасом так же, как и перфораторы типа ПР в основном предназначены для вскрытия пластов в скважинах при уже спущенной колонне насосно-компрессорных труб с внутренним диаметром соответственно не менее 50, 62 и 75мм, в том числе при герметизированном устье скважины ( с лубрикатором) при депрессии на пласт.

Они могут спускаться в скважину также непосредственно в обсадной колонне (особенно перфораторы ПРК65), когда имеются затруднения при спуске полноразмерных перфораторов (смятия колонны, большой наклон скважины, вязкий раствор).

Перфораторы типа ПРК отличаются от других бескорпусных конструкций тем, что при взрыве полностью разрушаются только металлические оболочки зарядов, которые остаются в скважине в виде мелких осколков, а остальные элементы конструкции извлекаются на поверхность. При этом головка и наконечник служат многократно, а стальной каркас сегментного профиля, на котором смонтированы заряды, деформируется, являясь детально одноразового использования.

Существенным отличием этих перфораторов является также система возбуждения детонации зарядов через поверхность хвостовой части. Это позволяет при необходимости прокладывать второй дублирующий детонирующий шнур, что повышает надежность работы перфоратора.

В бескорпусных перфораторах герметизируется индивидуальной
оболочкой каждый отдельный заряд. Оболочка      выдерживает гидростатическое давление, но разряжается при взрыве. Материал герметизирующих оболочек - стекло, керамика, алюминий. Заряды собирают в длинные гирлянды. Взрывание производится детонирующим шнуром, сбрасывании от взрывного патрона.

В зависимости от вида механической сборки бескорпусные перфораторы могут быть частично или полностью разрушающимися.

В бескорпусных частично разрушающихся перфораторах заряды монтируются в стальной ленте или в стальных проволочных каркасах. После сбрасывания зарядов деформированный каркас вместе с грузом извлекается из скважины.

Бескорпусные перфораторы имеют свои недостатки. Прежде всего это значительное: воздействие взрыва зарядов на обсадную колонну и цемент в затрубном пространстве. Кроме того, в скважине после взрыва остается значительное количество осколков оболочек и звеньев конструкции гирлянды. Однако эти перфораторы имеют и важные преимущества, основные из которых - возможность проводить работы в скважинах через насосно-компрессорные трубы, опущенные с открытым концом, вскрывать значительные по толщине интервалы. Это позволяет сократить время, затрачиваемое на испытание скважины и в конечном счете на освоение месторождения.

Большое разнообразие стреляющих перфораторов дает возможность выбрать оптимальные режимы вскрытия пласта и соответствующим этим условиям стреляющую аппаратуру.

Если пласт обладает хорошими коллекторскими свойствами, мало загрязнен при бурении и способен самоочищаться, то вскрытие пласта можно осуществлять при репрессиях, т.е. когда давление в скважине выше пластового. При этом необходимо скважину заполнять растворами, не засоряющим перфорационные каналы, растворами с добавлением поверхностно активных веществ, нефти, растворами на нефтяной основе. Перепад давления не должен превышать 3-5 МПа. Вскрытие пласта при депрессии, т.е. когда давление в скважине ниже пластового (или при равенстве давлений), проводят при значительном снижении проницаемости в прискважинной зоне; при отсутствии притока после перфорации из интервалов, рекомендованных геофизической службой к испытанию при аномальных пластовых давлениях.

Для вскрытия и повышения отдачи или приемистости пластов в крепленых скважинах применяют перфораторы, которые пробивают каналы в пласте через стенки обсадных труб и слой затрубного цементного камня.

В практике работ ООО «ТНГ-АлГИС» применяется современная прострелочно-взрывная аппаратура, по качеству и техническим показателям не уступающая аналогам ведущих зарубежных фирм.

Преимущества кумулятивной перфорации

Прогрессивные перфорационные системы, обеспечивающие квазиестесственную проницаемость пластов в течение всего периода эксплуатации скважин;

Возможность вскрытия протяженных интервалов горизонтальных и наклонно-направленных скважин, в том числе на депрессии;

Повышенная безопасность и производительность проведения прострелочно-взрывных работ на скважинах;

Системы перфораторов с повышенной плотностью выстрелов на метр (12-20 зарядов на погонный метр) с ориентированным расположением зарядов, увеличенной пробивной способностью, большим входным отверстием и меньшей фугасностью кумулятивных зарядов, оказывающих наибольшее влияние на продуктивность скважины

Схематичное представление детонации кумулятивного заряда

Типы кумулятивных перфораторов

Образование отверстия и канала в мишени

Три метода доставки перфораторов: через обсадную колонну, через НКТ и на НКТ

Состояние каналов перфорации в зависимости от давления

Процесс стимулирования скважины до и после перфорации

•        Установление в скважине режима депрессии ( свабирование )

•        Очистка призабойной зоны после перфорации и вызов притока из пласта (свабирование)

•        Закачка в пласт технологических жидкостей (кислотная обработка , гидроразрыв )

ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН

Производство взрыва в скважине называется торпедированием, а подготовленный для взрыва в скважине заряд взрывчатого вещества - торпедой.

Торпедирование скважин проводится с целью увеличения дебита или приемистости пластов-коллекторов, ликвидации поглощения промывочных жидкостей при бурении, ликвидации аварий в скважине освобождения бурового инструмента, ослабления резьбовых соединений при развинчивании труб, обрыва бурильных и других труб в скважине, разрушения металлических предметов, аварийно остановленных на забое скважины, очистки эксплуатационных фильтров.

Различают фугасные и кумулятивные торпеды. Фугасные торпеды - это торпеды ненаправленного действия, взрывное действие которых распространяется в пространстве во все стороны. Они имеют тонкостенный металлический корпус, в котором размещаются цилиндрические шашки взрывчатого вещества (ВВ), взрывной патрон в герметичном корпусе.

Кумулятивные торпеды характеризуются направленным взрывом по горизонтали или вертикали. В нефтяной промышленности применяются труборезы типа ТКГ и осевые торпеды типа ТКО.

Фугасные торпеды

Торпеды этого типа применяются при бурении скважин для ликвидации аварийных условий - борьба с поглощением промывочной жидкости и явлениями прихвата бурового инструмента. В качестве взрывчатого вещества в них применяются: флегматизированный гексоген, тротил и жгуты детонирующего шнура. Диаметр фугасной торпеды выбирается порядка 0,2 - 0,4 номинального диаметра скважины (40-70 мм).

Для борьбы с поглощением бурового раствора применяются шашечные фугасные торпеды ТШ-50, ТШ-65, масса которых не должна превышать 5 кг. При взрыве торпеды отдельные куски породы разбрасываются и забивают крупные трещины и щели, через которые уходил буровой раствор.

Наиболее частый вид аварий в бурении - прихват бурового инструмента в результате обвала пород, заклинивание долота металлическими предметами. Прихваты труб в скважинах ликвидируются способами отвинчивания труб с использованием взрыва.

Кумулятивные торпеды

Это торпеда определенного направленного действия. Взрывное действие заряда фокусируется кольцевой или конической формой выемки на поверхности твердого взрывного вещества. В торпедах горизонтального действия фокусирующая выемка расположена по окружности сечения цилиндрического корпуса торпеды. Поэтому взрывное действие фокусируется по кругу боковой поверхности торпеда. Такие торпеды применяются для срезания труб в скважине. Это торпеды - труборезы. На рис. показаны две такие торпеды для срезания труб малого диаметра и эксплуатационной колоны.

В законченных бурением скважинах, при цементировании эксплуатационной колонны жидкий цементный раствор закачивается в скважину под давлением через насосно-компрессорные трубы. При этом НКТ некоторое время выдерживается в скважине. Происходит затвердевание цемента. Если вовремя не извлечь НКТ, то они могут быть прихвачены -отвердевшим цементом. В такой аварийной ситуации трубки можно освободить срезанием в нижней части их торпедой ТКГ (герметичная), показанной на рис.

В последние года разработаны кумулятивные труборезы с внешним диаметром 45-110 мм и зарядом 10-125 г. Они удобны для перерезания насосно-компрессорных труб малого диаметра. Следует заметить, что с удалением от заряда эффективность действия кольцевой кумулятивной струи резко падает из-за нарушения ее сплошности. Наилучшее пробивание достигается у зарядов с кольцевыми кумулятивными выемками с облицовками полукруглого и клинообразного профиля с углом 50°. Струя дает лучшее пробитие с радиусом выемки: 0,25 диаметра заряда.

Вертикально направленные торпеды применяются для ликвидации предметов, аварийно оставленных на забое скважины - буровых долот, шарошек от них, переводников труб и других металлических предметов. Для уничтожения этих предметов используются торпеды осевого действия ГКО.

Основным условием успешного применения торпеды ТКО является установка ее непосредственно на разрушаемый объект. Торпеды спускаются в скважину на каротажном кабеле или на трубах. Для ликвидации бурового долота нужно 3-4 торпеды. Это позволяет сократить срок ликвидации аварии по сравнению с фрезерованием в 2-3 раза. Не эффективно применение торпед для разрушения металлических предметен большой длины, например труб, т.к. действие огненной струи ограничено небольшим расстоянием от заряда и не охватывает весь объект

Малогабаритные вертикальные торпеды осевого действия ТКО могут применяться для освобождения вала турбобура при его заклинивании.

В торпедах вертикального действия используются заряды взрывчатого вещества (гексогена) массой 1-3 кг.

Для улучшения спуска торпеды в скважину она дополняется утяжелительным металлическим грузом, который устанавливается на кабеле выше торпеды. На место использования торпеды поставляются снаряженными, но без взрывного патрона, который устанавливается в торпеду непосредственно перед спуском в скважину. Разборка торпед запрещена.

Торпеды типа ТКО могут быть использованы в скважинах с температурой до 120°С, а ТКОТ (термостойкие) - для скважин с температурой до 230°С.

Для разрушения крупных металлических предметов на забое скважины применяются кассетные головки, в которых устанавливаются несколько торпед для одновременного действия. Осколки предметов, разрушенных взрывом, извлекаются на поверхность магнитом, механическими ловушками или разбуриваются на забое фрезой. На рис. показана конструкция торпеды вертикального (осевого) действия ТКО-120.

Правила ведения прострелочных и взрывных работ в скважинах

а) Подготовка скважины

. Заказчик прострелочно-взрывных работ (ПВР) обязан подготовить дорогу к скважине для беспрепятственного движения геофизических машин без их буксировки трактором.

2.       На территории скважины должна быть подготовлена горизонтальная площадка со стороны мостков дал установки двух геофизических машин.

. Посторонние предметы на пути движения машин должны быть убраны.

4. Создается запретная зона вокруг скважины радиусом 50м, в которой могут находиться работники перфораторной партии и ответственные работники предприятий заказчика по согласованию с начальником партии.

5. Буровая бригада должна присутствовать в течение всего времени проведения ПВР.

6. Буровая лебедка должна быть в исправном рабочем состоянии.

7. Необходимо присутствие представителя заказчика (геолог или мастер).

8. Работы должны начинаться после предоставления акта о готовности скважины к перфорации или торпедированию.

9. Прострелочно-взрывные работы проводятся по письменному распоряжению главного геолога головного предприятия (управления), в чьём ведении находится скважина, с указанием интервалов глубин, числа отверстий, типа стреляющей аппаратуры и данных о конструкции скважины.

10. Скважина должна быть оборудована аварийной задвижкой с указанием направления вращения штурвала (открыть-закрыть) и числа оборотов.

11. Сварочные работы на скважине запрещены на весь период проведения ПВР. Все электроустановки, кабели, контактные и другие воздушные провода, находящиеся в пределах опасной зоны, должны быть отключены до окончания работ.

. Скважина должна быть заполнена жидкостью. К устью скважины подводится вода с помощью гибкого шланга для долива в процессе спуско- подъемных операций.

. Инструмент, не имеющий отношения к ПВР, должен быть убран от устья скважины и приемных ростков, а машинные ключи отведены в сторону и надежно закреплены. Мостки должны быть очищены от бурового раствора, грязи и посыпаны песком.

14. В темнее время суток освещение скважины обеспечивается заказчиком. Освещенность на устье скважины и на месте сборки и разборки прострелочно-взрывной аппаратуры должна быть не менее 50лк, а на территории опасной зоны - не менее 5лк.

Б) Правила безопасности

15. Прострелочно-взрывные работы проводятся специальными геофизическими партиями, работники которых прошли подготовку по квалификация и имеют допуск к ПВР.

16. Ответственность за правильное проведение и безопасность работ возлагается на начальника партии.

17. Зарядки стреляющей аппаратуры производится в специальных мастерских на базовой территории геофизических предприятий.

18. Перевозка заряженной аппаратуры производится в специальных машинах (лаборатории ЛПС), которые по прибытии на скважину устанавливаются за границей запретной зоны, но не ближе 50м от устья скважины и бытовых помещений, а после шаблонирования скважины в 10-15м от подъемника и не ближе 20м от устья скважины. Взрывные патроны и детонаторы перевозится в специальных сейфах.

19. Запрещается проведение ПВР в скважинах, в которых встречаются препятствия для спуска стреляющей аппаратуры, опасных по обвалам и прихватам, а также во время пурги, грозы, буранов и сильных туманов.

20. Перед началом ПВР скважина должна быть прошаблонирована. Для этого до проектных интервалов глубин спускается незаряженный перфоратор.

21. Взрыв (выстрел) производится от взрывной машинки взрывником. Машинка всегда закрыла, а ключи должны находиться у взрывника. Использование промышленной электрической сети для боевой магистрали запрещено.

22. В случае отказа стреляющего аппарата кабель должен быть отключен от взрывной машинки. Подъем отказавшего аппарата должен производиться с особой осторожностью (скорость не более 1м в секунду). После подъема немедленно отсоединяется кабель, после чего извлекается взрывной патрон, концы которого замыкаются накоротко.

23. Заряженный перфоратор подносится к устью скважины двумя рабочими на специальных носилках.

24. Подъем перфоратора над устьем и спуск в скважину производится с помощью лебедки подъемника и подвесной системы роликов со скоростью не более 2м в секунду. Очередной перфоратор подносится к устью скважины после полного подъема и извлечения из скважины предыдущего перфоратора.

25. В случае прихвата стреляющего аппарата в стволе скважины работы постанавливаются. Начальник партии сообщает об этом руководству заказчика и исполнителя. Дальнейшие работы проводятся по специально составленному плану, согласованному с заказчиком.

26. После окончания перфорации составляется акт выполнения работ с указанием интервалов и числа отверстий. Этот акт является документом, подтверждающим расход взрывчатых материалов.

27. Торпедирование скважин производится только в дневное время. Снаряжение торпед производится на скважине в специально отведенном месте (под навесом) или в лаборатории перфораторной станции (ЛПС) на расстоянии не менее 20м от скважины после окончания всех подготовительных работ и шаблонирования скважины.

28. Взрыватель устанавливается в корпусе торпеды у устья скважины после того, как все подготовительные работы будут закончены, а люди удалены на безопасные расстояния, но не менее 20м от скважины. Взрыватели должны быть только заводского изготовления.

. Спуск торпеды в скважину производится со скоростью не более 1 м/с. Снаряженные торпеды, весом 10 кг и более, подносятся к устью скважины на специальных носилках, оббитых изнутри мягким материалом и имеющих бортики. Пробивать пробки в скважине спускаемыми торпедами запрещено.

. Отказавшая торпеда должна быть осторожно извлечена из скважины. Если извлечь не удается, ее уничтожают в скважине взрывом другой торпеды.

Литература

Иванов А. Н., Рапацкая Л. А., Буглов Н. А., Тонких М. Е. Нефтегазоносные комплексы; Высшая школа - Москва, 2009. - 232 c.

Карнаухов М. Л., Пьянкова Е. М. Современные методы гидродинамических исследований скважин; Инфра-Инженерия - Москва, 2010. - 432 c.

Корзун Н. В., Магарил Р. З. Термические процессы переработки нефти. Учебное пособие; КДУ - Москва, 2008. - 864 c.

Кязимов К. Г., Гусев В. Е. Эксплуатация и ремонт оборудования систем газораспределения; НЦ ЭНАС - Москва, 2008. - 420 c.

Малофеев Г. Е., Мирсаетов О. М., Чоловская И. Д. Нагнетание в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи; НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", Институт компьютерных исследований - Москва, 2008. - 224 c.

Матвейчук В. В., Чурсалов В. П. Взрывные работы. Учебное пособие для вузов; Академический проект - Москва, 2002. - 384 c.

Михайлов Ю. В., Красников Ю. Д. Ценные руды. Технология и механизация подземной разработки месторождений; Академия - Москва, 2008. - 256 c.

Молчанов А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа; Альянс - Москва, 2013. - 588 c.

Подвинцев И. Б. Нефтепереработка. Практический вводный курс; Интеллект - Москва, 2011. - 120 c.

Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений; Феникс - Москва, 2015. - 320 c.

Потехин В. М., Потехин В. В. Основы теории химических процессов технологии органических веществ и нефтепереработки; Химиздат - Москва, 2007. - 944 c.

Ржевский В. В. Открытые горные работы. Производственные процессы. Учебник; Ленанд - Москва, 2015. - 512 c.

Ржевский В. В. Открытые горные работы. Технология и комплексная механизация; Либроком - Москва, 2013. - 552 c.

Рухин Л. Б. Основы литологии; Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы - Москва, 1995. - 672 c.

Сердюк Н. И. Перспективы использования эффекта кавитации для повышения эффективности буровых технологических процессов; МГГРУ - Москва, 2005. - 405 c.

Снарев А. И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа; Инфра-Инженерия - Москва, 2010. - 232 c.

Тагиров К. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин; Academia - Москва, 2012. - 336 c.

Халлыев Н.Х., Будзуляк Б.В. Капитальный ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов. 2-е изд., перераб., и доп. Халлыев Н.Х., Будзуляк Б.В.; МАКС Пресс - Москва, 2011. - 833 c.

Шубин В. С., Рюмин Ю. А. Надежность оборудования химических и нефтеперерабатывающих производств; Химия, КолосС - Москва, 2006. - 360 c.