Содержание к диссертации
Введение
1 Контроль качества цементирования нефтегазовых скважин -современное состояние 14
1.1 Особенности цементирования нефтегазовых скважин 14
1.2 Основные задачи, решаемые при контроле качества цементирования скважин (КЦС) 17
1.3 Анализ возможностей существующих методов контроля КЦС 18
1.4 Ограничения применяемой аппаратуры и методики акустического контроля цементирования скважин (АКЦС) на головных волнах 26
1.5 Основные выводы 35
2 Разработка аппаратуры и методики АКЦС на основе трехэлементных зондов интегрального типа 37
2.1 Физическое моделирование различных состояний цементирования скважин с использованием акустических зондов интегрального типа 38
2.2 Обоснование и выбор параметров аппаратуры МАК-2 для количественной оценки КЦС 66
2.3 Разработка средств метрологического обеспечения аппаратуры АКЦС типа МАК-2 80
2.4 Совершенствование методики измерений и интерпретации данных акустической цементомерии на основе аппаратуры МАК-2 94
2.5 Выводы к главе 2 119
3 Разработка аппаратуры и методики АКЦС на основе многоэлементных зондов секторного типа 120
3.1 Исследование возможностей акустических зондов секторного типа на моделях обсаженных скважин 122
3.2 Обоснование и выбор параметров модуля сканирующего акустического цементомера МАК-СК 135
3.3 Разработка программно-методического обеспечения МАК-СК 144
3.4 Выводы к главе 3 161
4 Результаты промышленного применения разработанной аппаратуры и методики 163
4.1 Аппаратура МАК-2 и её модификации 163
4.2 Программно-управляемый аппаратурно-методический комплекс АМК-2000 167
4.3 Разработка методики комплексной интерпретации данных акустической и радиоактивной цементометрии 172
4.4 Выводы к главе 4 186
Заключение 188
Библиографический список использованной литературы
- Основные задачи, решаемые при контроле качества цементирования скважин (КЦС)
- Ограничения применяемой аппаратуры и методики акустического контроля цементирования скважин (АКЦС) на головных волнах
- Обоснование и выбор параметров аппаратуры МАК-2 для количественной оценки КЦС
- Обоснование и выбор параметров модуля сканирующего акустического цементомера МАК-СК
Введение к работе
Актуальность работы. Контроль качества цементирования обсадных колонн в нефтегазовых скважинах является одним из важнейших видов геофизических исследований, выполняемых промыслово-геофизическими предприятиями страны при строительстве и эксплуатации скважин.
Основные задачи, решаемые при контроле качества цементирования скважин (КЦС)
Контроль качества цементирования скважин является одним из обязательных видов геофизических исследований при контроле технического состояния скважин /86/.
При контроле качества цементирования скважин решают следующие основные задачи /33,45, 79/: 1) определение уровня подъема цементного кольца в затрубном пространстве; 2) определение состояния механического контакта (сцепления) цементного кольца на границах с обсадной колонной и горными породами; 3) определение интегральной и селективной плотности цементного камня или иного вещества (буферной, промывочной жидкости и др.) в затрубном пространстве скважины; 4) определение однородности заполнения заколонного пространства по плотности вещества; 5) определение эксцентричности обсадной колонны относительно оси скважины; 6) оценка прочностных свойств цементного камня; 7) определение интервалов с бездефектным цементным кольцом; 8) выявление интервалов с дефектами в цементном кольце (вертикальные каналы, разрывы сплошности, кольцевые микрозазоры на границах цемента с обсадной колонной и породой, низкая плотность и др.); 9) определение типа дефекта в цементном кольце (объемный или контактный); 10) определение пространственной ориентации и размеров дефектов цементирования; 11) оценка степени изоляции затрубного пространства и вероятности заколонных перетоков; I I 12) оценка влияния механических воздействий и различных технологических операций в скважине на состояние цементного кольца. 1.3 Анализ возможностей существующих методов контроля КЦС и Для контроля КЦС используются следующие геофизические методы /2,40,49/: I I термометрический; метод радиоактивных изотопов; радиометрический; акустический.
Термометрический метод определения качества цементирования скважин основан на измерении температурных аномалий, возникающих от экзотермической реакции при схватывании цементного раствора после его закачки за обсадную колонну.
Термометрический метод начал применяться одним из первых при контроле КЦС, в первую очередь для определения уровня подъема цементного раствора в затрубном пространстве скважины.
Достоинством термометрического метода является возможность контроля КЦС в ранние сроки после окончания цементирования, а также возможность оценки влияния состава тампонажного материала на сроки формирования цементного камня в скважинных условиях.
К недостаткам термометрического метода контроля КЦС относятся: невозможность применения метода после истечения срока формирования цементного камня; низкая эффективность при цементировании скважин тампонажными материалами с низкой теплоотдачей при схватывании цементного раствора (гельцементы, шлакопесчаные цементы и др.); снижение эффективности при высоких температурах в скважине и малых кольцевых зазорах в затрубном пространстве. В связи с указанными ограничениями метод термометрии для определения высоты подъема цемента в настоящее время практически не применяется, однако, получил широкое распространение для определения герметичности обсадных колонн и выделения интервалов затрубной циркуляции жидкости в процессе эксплуатации скважин и их капитальном " ремонте /25, 62, 76/. Метод радиоактивных изотопов основан на закачке радиоактивного вещества в заколонное пространство скважины в составе цементного раствора в процессе её цементирования или в составе водного раствора через перфорационные отверстия с последующими измерениями интенсивности гамма-излучения по стволу скважины. С помощью этого метода наиболее достоверно решаются задачи по f w определению высоты подъема тампонажного вещества в заколонном пространстве скважин при любых составах цемента и по оценке герметичности цементного кольца вблизи интервала перфорации. Однако, вследствие большой трудоемкости, опасности радиоактивного загрязнения окружающей среды и необходимости повышенных мер безопасности для обслуживающего персонала, этот метод контроля КЦС не Ц нашел широкого применения при строительстве скважин и используется в основном лишь при их капитальном ремонте /76/. Наиболее широкое применение для контроля КЦС получили радиометрический и акустический методы. Радиометрический метод контроля КЦС основан на зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от плотности вещества в заколонном пространстве скважины /2,18,20,34/.
Плотность цементного камня (1,8-2,0 г/см3) и промывочной жидкости іф (1,1-1,3 г/см3) значительно различаются, что позволяет с помощью метода рассеянного гамма-излучения решать следующие задачи: определять высоту подъема цемента и устанавливать интервал переходной зоны между цементом и промывочной жидкостью; определять интегральную (среднюю) и селективную (в заданном радиальном секторе) плотность цемента или другого вещества в затрубном пространстве скважины; определять эксцентриситет обсадной колонны относительно оси скважины; выделять в цементном камне дефекты объемного типа (вертикальные каналы, разрывы сплошности, каверны и т.п.); определять интервалы, зацементированные различными тампонажными материалами (портландцемент, гельцемент и др.).
Для контроля КЦС в аппаратуре гамма-гамма цементомерии /34, 78, 82/ используются в основном два типа измерительных зондов: многоканальные со взаимно экранированными детекторами, расположенными симметрично относительно оси зонда, и одноканальные с вращающимся в процессе измерений экраном, который обеспечивает коллимацию гамма-излучения в радиальном направлении в заданном угловом секторе.
Существенным преимуществом метода рассеянного гамма-излучения является возможность проведения измерений в любое время после окончания цементирования и высокая чувствительность к дефектам цементирования объемного типа.
Однако, данному методу также присущи существенные ограничения: разрешающая способность метода существенно снижается, если разница между плотностью цементного раствора и промывочной жидкости меньше 0,3 г/см3; при толщине цементного кольца меньше 25 мм эффективность метода значительно снижается;
Ограничения применяемой аппаратуры и методики акустического контроля цементирования скважин (АКЦС) на головных волнах
В нашей стране акустический метод контроля КЦС начал развиваться в середине 60-х годов прошлого столетия в Волго-Уральском филиале ВРШИгеофизика /69/, а к началу 70-х годов получил широкое распространение в практике геофизических исследований нефтегазовых скважин практически во всех регионах страны /68/.
До начала 80-х годов для контроля КЦС нефтегазовых скважин в основном использовались серийно выпускаемые акустические цементомеры на головных волнах типа АКЦ (АКЦ-1, АКЦ-2, АКЦ-4) с двухэлементным акустическим зондом, работающим на частоте 25 кГц.
Аппаратура типа АКЦ позволяет регистрировать в аналоговой форме следующие параметры головных упругих волн, распространяющихся по обсадной колонне и горным породам: Ак — пиковое значение амплитуды упругих волн, распространяющихся по обсадной колонне и регистрируемых в фиксированном временном «окне» длительностью 3 периода упругих колебаний (120 мкс); Ар - пиковое значение амплитуды упругих волн, превышающих по амплитуде заданный пороговый уровень и регистрируемых в плавающем временном «окне» длительностью 3 периода колебаний (120 мкс); Тр - время пробега первого вступления головной упругой волны, превышающей по амплитуде заданный пороговый уровень.
Для практического применения акустических цементомеров типа АКЦ были разработаны временные методические рекомендации /32/, регламентирующие методику скважинных исследований и интерпретации получаемых данных.
Методика интерпретации данных аппаратуры АКЦ основана на сравнении зарегистрированных в скважине параметров Ак, Ар, Тр с соответствующими параметрами упругих волн (Ако, Тк-0), зарегистрированными в незацементированной обсадной колонне.
В результате интерпретации определяют состояние механического контакта цементного камня с обсадной колонной и горными породами по следующим градациям: отсутствие контакта с колонной; частичный контакт с колонной; сплошной контакт с колонной; отсутствие или наличие контакта с горными породами.
В период внедрения метода акустической цементометрии технология строительства нефтегазовых скважин допускала наличие незацементированных обсадных колонн в верхней части скважины, поэтому аппаратура АКЦ с двухэлементным акустическим зондом и методика сравнительных измерений (по отношению к незацементированной колонне) нашли широкое применение для массового контроля КЦС.
В дальнейшем методика интерпретации данных, получаемых аппаратурой АКЦ, развивалась в направлении разработки способов определения типов дефектов цементирования (объемных или контактных) и оценки их размеров.
В работе /28/ предложено разделять объемные и контактные дефекты цементирования скважин при задаваемом изменении гидростатического давления внутри неперфорированной обсадной колонны.
Сначала выполняют скважинные исследования аппаратурой АКЦ при нормальном давлении на устье скважины, а затем при заданном повышенном давлении. Сравнивая зарегистрированные параметры упругих волн при нормальном и повышенном давлении, выделяют интервалы с объемными дефектами в цементном кольце и интервалы с микрозазорами между цементным камнем и обсадной колонной. По величине избыточного давления в колонне, при которой колонна расширяется и плотно контактирует с цементным камнем, рассчитывают размеры микрозазоров на границе цементного камня с обсадной колонной.
В работе 1261 изложена методика контроля КЦС в неперфорированных и перфорированных скважинах при задаваемом изменении давления на устье скважины путем регистрации параметров АКЦ непрерывно по стволу скважины при различных значениях давления, а также в отдельных точках скважины при изменении давления во времени.
Данная методика помимо определения типа дефектов в цементном кольце (объемные или контактные) позволяет также выделять в перфорированных скважинах интервалы с заколонными перетоками жидкости, основываясь на динамике изменения параметра Ак во времени при скачкообразном изменении гидростатического давления.
Вышеприведенные методы контроля КЦС, основанные на создании повышенного гидростатического давления в скважине, не нашли широкого применения в связи большой трудоёмкостью и возможностью формирования новых дефектов в цементном кольце при циклических механических воздействиях на него при изменении гидростатического давления в скважине.
Опыт применения двухэлементных акустических цементомеров типа АКЦ в различных геолого-технических условиях был обобщен в методическом руководстве /82/, утвержденным тремя министерствами СССР (геологии, нефтяной и газовой промышленности).
В последствии к данному методическому руководству были разработаны дополнения /56, 77/, предназначенные для интерпретации фазокорреляционных диаграмм (ФКД), получаемых с помощью различных наземных регистраторов путем обработки волновой картины на выходе аппаратуры АКЦ.
Фазокорреляционные диаграммы содержат информацию о времени распространения и относительной амплитуде всех фаз колебаний регистрируемых упругих волн, что позволяет уточнять заключения,
выдаваемые при интерпретации стандартных диаграмм Ап, Ар, Тр, особенно в
части состояния контакта цементного камня с горными породами. Оценка состояния контакта цементного камня на его границах с обсадной колонной и горными породами по фазокорреляционным диаграммам выполняется на качественном уровне (контакт имеется или отсутствует).
С целью исключения трудоемких исследований при повышенных гидростатических давлениях в обсадной колонне при определении типа дефектов цементирования и оценке их величины разработаны акустические цементомеры типа АКЦ-НВ, работающие в двухчастотном режиме /27, 29, 35,36,38/.
Двухчастотный акустический цементомер АКЦ-НВ /35, 38/ позволяет регистрировать параметры упругих волн Акн, Арн, Трн при возбуждении в скважине упругих импульсов на низкой частоте (8 кГц), а также параметры Акв, Арв, Трв - при возбуждении колебаний на высокой частоте (30 кГц).
Методика интерпретации данных цементомера АКЦ-НВ основана на сравнении амплитуд упругих волн, зарегистрированных на разных частотах (Акн и Акв), и сопоставления соотношений этих амплитуд с данными, полученными в незацементированной обсадной колонне.
Методика скважинных исследований аппаратурой АКЦ-НВ, так же как и аппаратурой АКЦ предполагает наличие в скважине заранее известного интервала незацементированной обсадной колонны, на котором выполняется калибровка аппаратуры. Это существенно ограничивает область применения данной аппаратуры.
Обоснование и выбор параметров аппаратуры МАК-2 для количественной оценки КЦС
Экспериментальные данные, полученные при физическом моделировании различных состояний цементирования скважин, позволили обосновать основные требования к параметрам аппаратуры МАК-2 /88, 96/ разработанной для количественной оценки качества цементирования скважин, обсаженных колоннами с внешним диаметром от 127 до 324 мм (от 5" до 12").
Как показано в разделе 2.1 для количественной оценки КЦС следует использовать трехэлементный акустический зонд, с помощью которого необходимо регистрировать в фиксированных временных окнах динамические параметры упругих волн - коэффициент затухания сск и декременты затухания амплитуды diK, сЬк на длине ближнего и дальнего зонда, а также кинематические параметры упругих волн - интервальное время AT и времена распространения Ті, Тг первых вступлений упругих волн, превышающих заданный пороговый уровень Un.
По результатам моделирования установлен требуемый диапазон измерений коэффициента затухания ак, который должен быть в пределах от сско до акц. Как следует из таблицы 2.1 параметр ак изменяется в пределах от 3,4 до 30 дБ/м для стандартного портландцементного камня при сроках его формирования до 2 суток, и от 3,6 до 24 дБ/м для облегченного гельцементного камня при сроках его формирования до 30 суток.
Исходя из этого для аппаратуры МАК-2 был установлен диапазон измерений параметра оск в пределах от 3,0 до 30 дБ/м с поддиапазоном от 3,0 до 15 дБ/м для облегченных цементов.
. С целью определения коэффициента качества цементирования скважин по формуле (2.11) с одинаковой относительной приведенной погрешностью не более ±10 % для обоих вышеуказанных типов тампонажных материалов в диапазоне измерений от 3,0 до 15 дБ/м для аппаратуры МАК-2 - предел допускаемой абсолютной погрешности ±1,5 дБ/м, а в диапазоне от 15 до 30 дБ/м установлен предел допускаемой погрешности ±3,0 дБ/м.
Как показывают расчеты для измерения коэффициента затухания ак с указанными допустимыми погрешностями необходимо для диапазона от 3,0 до 15 дБ/м обеспечить измерение амплитуд упругих волн с относительной погрешностью не более ±5 %, а для диапазона от 15 до 30 дБ/м с относительной погрешностью не более ±10 %.
При малых значениях оск (от 3,0 до 15 дБ/м) измерение относительно высоких уровней амплитуд с заданной допустимой погрешностью (±5 %) не и представляет технических трудностей. При больших значениях ак (от 15 до 30 дБ/м) измерение относительно низких уровней амплитуд с допустимой погрешностью ±10 % возможно при превышении уровня полезных сигналов над уровнем помех не менее чем на 20 дБ.
Из таблицы 2.1 видно, что при возрастании ак до уровня 30 дБ/м декремент затухания амплитуды CIL на длине зонда L подчиняется следующему соотношению: dL«L -сск (2.16) Поэтому максимальную длину акустического зонда Ьд, при которой обеспечивается заданная точность измерений амплитудных параметров можно определить по следующей формуле: d т — d L» =- 7-=-. (2-17) где dг = 20 \g—2-[дБ ] - динамический диапазон приемно Аш передающего тракта аппаратуры, зависящий от отношения максимальной измеряемой амплитуды полезного сигнала Ам и уровню помех (шумов) Аш; А dm 20 \g- -= 20дБ . минимально допустимое соотношение между уровнем полезных сигналов Ас и уровнем помех Аш; сскц = 30 дБ/м - верхнее значение диапазона измерений коэффициента затухания.
Анализ параметров полученных сигналов и помех, зарегистрированных на моделях обсаженных скважин с применением вышеописанных средств измерений- акустического зонда с переменной длиной, малошумящего широкополосного усилителя и цифровой регистрирующий системы, показал, что реально достижимый динамический диапазон приемно-передающего тракта разрабатываемой аппаратуры составляет не более 66 дБ (от 10 В до 5мВ).
Исходя из этого установлено, что максимальная длина зонда не должна . 66-20 превышать значения Ьд = ——— = 1,о 5 м. Минимальная длина зонда L& выбиралась такой, чтобы исключить интерференцию первых вступлений упругой волны по породе с гидроволной, распространяющейся по промывочной жидкости в кольцевом пространстве между акустическим зондом и обсадной колонной. Расчет Ьб выполнялся по следующей формуле /43/:
Обоснование и выбор параметров модуля сканирующего акустического цементомера МАК-СК
Результаты экспериментальных исследований, выполненных 8-секторным акустическим зондом на моделях обсаженных скважин, позволили обосновать основные требования к параметрам модуля сканирующего акустического цементомера с условным наименованием МАК-СК.
Анализ состояния развития геофизических методов контроля КЦС выполненный в главе 1, показывает, что для повышения эффективности контроля КЦС целесообразно комплексирование методов акустической и гамма-гамма цементометрии.
Поэтому при разработке МАК-СК была запланирована его работа в составе ранее разработанного программно-управляемого аппаратурно-методического комплекса АМК-2000, содержащего модуль сканирующего 8-секторного гамма-гамма цементомера СГДТ-100 и модуль интегрального акустического цементомера МАК-9.
Работа МАК-СК в составе АМК-2000 предполагает: программно-управляемый режим работы; использование унифицированной телеметрической системы на базе кода «Манчестер-2»; обеспечение механической и электрической стыковки с другими модулями комплекса.
Наличие в составе АМК-2000 модуля акустического цементомера МАК-9, который по структуре зонда является аналогом аппаратуры МАК-2, позволяет использовать результаты количественной интерпретации данных интегральной акустической цементометрии при интерпретации данных МАК-СК. Это обстоятельство имеет существенное значение для выбора формулы зонда модуля МАК-СК.
При использовании модуля МАК-СК в комплексе с модулем МАК-9 выбор интервала незацементированной колонны и настройка МАК-СК в этом интервале может выполняться в соответствии с описанной в главе 2 методикой с использованием коэффициента затухания упругих волн ак, измеряемого модулем МАК-9.
Поэтому использование в модуле МАК-СК двухзондовой установки, обеспечивающей измерение коэффициента затухания упругих волн ак в 8-ми секторах обсадной колонны, нецелесообразно, так как не позволяет получать дополнительную информацию по сравнению с измерением декремента затухания амплитуды упругих волн DLO (СМ. таблицу 3.2), но значительно усложняет конструкцию и электронную часть модуля.
Как показано в разделе 3.1 дифференциация параметра DLO не хуже дифференциации параметра ак при выделении дефектов в цементном кольце,
а погрешности при измерении параметра DL0 при длине зонда менее 0,5 м меньше, чем при измерении параметра ак.
Учитывая вышеизложенное, для модуля МАК-СК был выбран акустический зонд с одним блоком излучателей и с одним блоком приемников. При этом длина зонда L была выбрана исходя из следующего.
В разделе 3.1 показано, что при уменьшении длины зонда L от 0,75 м до 0,5 м наблюдается уменьшение дифференциации параметра DL0 от 11 дБ до 9 дБ при наличии дефекта в цементном кольце. Положительным же фактором при уменьшении длины зонда является сокращение диапазона скоростей распространения упругих волн по горным породам, при котором эти волны интерферируют с волнами по обсадной колонне, несущими информацию о качестве её цементирования. На рис. 3.6 приведена схема распространения упругих волн в обсаженной скважине. Для исключения влияния высокоскоростных пластов на регистрируемые параметры волны по колонне необходимо, чтобы время прихода Тп волны по породе было больше, чем время прихода Тк волны по колонне по крайней мере на период регистрируемых колебаний волны по колонне, т.е. время задержки Т3 = Тп - Тк должно быть больше 10 мкс при рабочей частоте зонда 100 кГц.
Для типовых скважинных условий dc = 216 мм, DK = 146 мм, dK=130 мм, Vu = 3000 м/с, VK = 5434 м/с, для основных типов карбонатных разрезов Vn не превышает 7000 м/с. Для этих скважинных условий и Т3 = 10 мкс найденная по формуле (3.3) максимально допустимая длина зонда Ьд = 0,42 м.
Основываясь на данных расчетах длина зонда модуля МАК-СК выбрана равной 0,4 м.
Высокая рабочая частота акустического зонда 100 кГц не позволяет передавать информационные сигналы волновых картин непосредственно через каротажный кабель, так как на этой частоте сигналы значительно ослабляются, что приводит к неудовлетворительному соотношению уровня полезных сигналов к уровню помех и, соответственно к снижению точности измерений.
По этой причине, а также с целью унификации программы регистрации сигналов волновых картин наземным регистратором комплекса АМК-2000 (типа «ГЕКТОР») в модуле МАК-СК был использован принцип трансформации частоты информационных сигналов, который состоит в следующем.
В модуле МАК-СК входные сигналы волновых картин оцифровываются с помощью быстродействующего аналого-цифрового преобразователя АЦП, а при передаче через каротажный кабель в наземный регистратор они преобразуются обратно в аналоговую форму с помощью цифро-аналогового преобразователя ЦАП, работающего на частоте в 4 раза ниже частоты АЦП. При этом, если частота выходных сигналов равна
100 кГц, то на выходе модуля МАК-СК частота сигналов равна 25 кГц. Эта частота близка к рабочей частоте модуля МАК-9 и вполне приемлема для передачи сигналов волновых картин по каротажному кабелю. Модуль МАК-СК (аналогично МАК-9) позволяет передавать в наземный регистратор трансформированные волновые пакеты во временном «окне» длительностью 2000 мкс, что соответствует реальным волновым пакетам, регистрируемым зондом МАК-СК, во временном «окне» длительностью 500 мкс. Технология регистрации и обработки волновых картин МАК-СК сохраняется такой же, как для модуля МАК-9. Только для МАК-СК регистрируется 8 волновых картин от каждого сектора зонда в отличие от МАК-9, который регистрирует 2 волновые картины от ближнего и дальнего интегрального зонда.
Кроме того, дополнительно к 8-ми волновым картинкам, модуль МАК-СК передает в наземный регистратор сигналы от 2 акселерометров, которые предназначены для измерения установочного угла между одним из секторов зонда и апсидальнои плоскостью скважины и позволяют осуществлять пространственную «привязку» данных, регистрируемых различными секторами акустического зонда, к нижней части обсадной колонны.
Аналогично осуществляется «привязка» данных, регистрируемых модулем гамма-гамма цементомера СГДТ-100 комплекса АМК-2000.
Более высокая рабочая частота зонда МАК-СК предъявляет более высокие требования к его центрированию в обсадной колонне по сравнению с низкочастотными цементомерами интегрального типа, поэтому для МАК-СК выбраны наиболее жесткие рычажно-роликовые центраторы, которые широко применяются в гамма-гамма цементомерах серии СГДТ.
