При разведке месторождений большинства полезных ископаемых важным этапом является бурение разведочных скважин. Для каждой пробуренной скважины необходимо изучить её геологический разрез.
Геофизические методы исследования скважин с целью изучения вскрытого скважиной геологического разреза и выявления полезных ископаемых называют каротажем. Каротаж заключается в измерении вдоль ствола скважины при помощи специальной установки (каротажного зонда или наземных датчиков) какой либо величины, характеризующей физические, химические или другие свойства горных пород, вскрытых скважинной.
В процессе бурения и эксплуатации скважины необходимо выполнять ряд операций с целью контроля технического состояния скважины и разработки месторождений.
ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования; решают комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессное опробование и изучение методами ГИС выделенных объектов, обеспечение безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения. ГТИ тесно связывают с газовым каротажем, так как с его развитием и образовались геолого-технологические исследования, так же газовый каротаж входит в комплекс ГТИ и составляет его существенную часть.
1. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ В СКВАЖИНАХ
Геофизические методы, используемые для изучения геологических разрезов скважин делятся на: электрические, радиоактивные, термические, акустические, геохимические, механические, магнитные; в зависимости от физических свойств пород, на изучении которых основываются указанные методы.
Производственные геофизические организации должны проводить в скважинах, пробуренных на нефть и газ, следующие работы:
- изучать с помощью различных геофизических методов геологический разрез скважин, выявлять продуктивные пласты и определять их коллекторские свойства;
- изучать техническое состояние бурящихся и законченных бурением скважин, а также выполнять некоторые контрольные операции в эксплуатирующихся скважинах;
- перфорировать обсадные колонны для вскрытия продуктивных пластов и торпедировать скважины для извлечения бурового инструмента и колонн при авариях, а в некоторых случаях для улучшений условий притока жидкости и газа;
- отбирать пробы пород, жидкости и газа боковыми грунтоносами и пробоотборниками.
Сущность любого геофизического метода состоит в измерении вдоль ствола скважины некоторой величины, характеризующейся одним или совокупностью физических свойств горных пород, пересеченных скважиной. Физические свойства пород тесно связаны с их геологической характеристикой и это позволяет по результатам геофизических исследований судить о пройденных скважиной породах и изучать свойства этих пород.
Литологическое расчленение разреза скважины комплексом методов ГИС
... методе. Метод НГК является одним из ведущих методов исследования скважин нефтяных и газовых месторождений. В комплексе с другими методами нейтронный гамма-каротаж применяется для литологического расчленения разрезов скважин, ... трещиноватости, кавернозности пород и характера их насыщения. Акустические параметры горных пород функционально связаны с их физико-механическими свойствами, пористостью, ...
2.ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ
Основными задачами газового каротажа при исследовании поисковых и разведочных скважин являются:
1)выявление в разрезе бурящейся скважины перспективных нефтенасыщенных пластов-коллекторов;
2) оценка характера насыщенности пласта-коллектора;
3) выделение зон аномально высоких поровых давлений;
4) предупреждение внезапных выбросов пластового флюида.
При решении второй и третьей из перечисленных задач важнейшим информативным параметром является относительный состав газа. В настоящее время при газовом каротаже измеряются концентрации углеводородных газов СН 4 , C2 H6 , C3 H8 , C4 H10 , C5 H12 , C6 H14 в газовоздушной смеси, извлекаемой желобным дегазатором из промывочной жидкости (ПЖ), и в газовой смеси, выделяющейся при глубокой дегазации проб ПЖ.
Относительный состав газа определяется расчетным путем, как относительные содержания компонентов углеводородных газов (УВГ) от метана до гексана включительно, когда суммарное содержание УВГ принимается за 100%.
На забое глубоких скважин наблюдаются высокие температура (до 100 — 150 °С) и давление (до 80 — 100 МПа), что способствует переходу углеводородов в газообразное и парообразное состояния. В табл. 2.1 даны значения критических температур и давлений, а также молекулярной массы и температуры кипения для ряда углеводородных газов.
Таблица 2.1
| Компонент | Молекулярная масса | Критическая температура, °С | Критическое давление, МПа | Температура кипения при давлении 0,1 МПа, °С |
| Метан | 16,04 | -95,5 | 4,58 | -160,0 |
| Этан | 30,07 | +35,0 | 4,80 | -84,1 |
| Пропан | 44,09 | +97,0 | 4,20 | -44,1 |
| Бутан | 58,12 | +153,0 | 3,75 | +0,3 |
| Пентан | 72,15 | +197,2 | 3,33 | +36,4 |
| Гексан | 86,17 | +234,5 | 2,99 | +69,0 |
| Гептан | 100,20 | +266,8 | 2,70 | +98,4 |
| Октан | 114,22 | +296,4 | 2,46 | +125,5 |
Исходя из значений критических температур 
и давлений 
для различных газов, состава газа и реальных термобарических условий на забое глубоких скважин (
> 100 °С и 
> 50 МПа), можно предположить, что метан, этан, пропан будут находиться в газообразном, а бутан, пентан, гексан, гептан и октан — в парообразном состояниях. Высокая растворимость углеводородных газов и тяжелых углеводородов в воде при больших давлениях приводит к их значительному насыщению углеводородами, особенно тяжелыми.
При пробуривании скважин через нефтегазоносный пласт углеводороды попадают в буровой раствор, который и выносит их на поверхность. Производится эпизодическая или непрерывная дегазация бурового раствора, а полученный газ анализируется. Результаты анализов наносятся на диаграммы, показывающие изменения состава и содержания углеводородов по разрезу скважины. По этим диаграммам определяется глубина нахождения нефтеносного или газоносного пласта.
Для проведения работ применяются газокаротажные станции — автомашины, в которых располагаются различные приборы, позволяющие следить за глубиной забоя скважины, скоростью её проходки и циркуляцией бурового раствора, анализировать газ, поступающий из дегазатора, определять присутствие нефти в буровом растворе и др. Результаты анализов газа автоматически регистрируются с помощью самописца. Учитывая скорость проходки скважины и её глубину, вносятся поправки, позволяющие более точно определить местоположение залежей нефти и газа по разрезу скважины.
Газовый каротаж проводится также и при остановке бурения скважины. Буровой раствор стоит некоторое время в скважине и обогащается углеводородами на тех участках раствора, которые находятся против нефтеносных и газоносных пластов. Затем начинается обычная циркуляция бурового раствора (как при бурении скважины) и проводится газовый каротаж, позволяющий определить интервалы раствора, обогащенные углеводородами. Вводя поправки, учитывающие глубину скважины и скорость циркуляции бурового раствора, определяют местоположение нефтяных и газовых залежей по разрезу скважины.
Проводится также газовый каротаж по кернам, которые подвергаются дегазации, а извлечённый газ анализируется. Результаты анализов позволяют делать выводы о местоположении нефтегазоносных пластов. Метод газового каротажа используется также для изучения газоносности угольных пластов. В перспективе предусматривается совместное применение газового каротажа с электрокаротажем.
3.КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН И ИССЛЕДОВАНИЕ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН
3.1. термометрия скважин
Для выяснения температурного режима бурящихся разведочных и эксплуатационных, а так же действующих скважин при разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений производят измерение температуры по стволу скважины – термометрию скважин. Эти измерения по стволу скважины проводятся для решения ряда практических задач, возникающих при бурении скважин и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Кроме того, по данным температурных измерений в скважинах производится изучение теплового поля Земли.
Наличие теплового поля земли вызывает непрерывное повышение температуры горных пород с увеличением глубины их залегания, которое характеризуется геотермической ступенью и геотермическим градиентом.
На температуры в скважинах искажающее влияние могут оказывать разные причины: изменение диаметра скважины, потоки воздуха или буровой жидкости, нагрев породы после бурения и др. Эти факторы необходимо учитывать или исключать при выявлении температурных аномалий.
Для измерения температуры в скважинах применяют термометры – максимальный ртутный и резисторный (термометр сопротивлений).
Основным прибором для температурных измерений в скважинах является резисторный термометр на каротажном кабеле. В результате измерений этим термометром получают кривую изменения температуры горных пород в функции глубины скважины – термограмму.
Чувствительным элементом резисторного термометра является металлический или полупроводниковый резистор с большим температурным коэффициентом. Сопротивление R (в Ом) металлического резистора изменяется в зависимости от температуры среды Т, в которую он помещён, по зависимости
R = RH [ 1+α (T-TH ) ] (3.1)
где RH — начальное сопротивление резистора (при температуре THв Ом);
- α- температурный коэффициент;
- Т – температура среды в К;
- ТH — начальная температура среды в К (обычно ТH = 294К).
Для большинства металлических резисторов, в том числе для наиболее часто применяемых в скважинных резисторных термометрах медных резисторов, α = 0,004. Измерение температуры сводится к измерению сопротивления резистора, помещённого в скважинном термометре. По сопротивлению резистора R по формуле можно определить температуру Т окружающей среды.
Перед проведением измерений со скважинным термометром выполняют его градуировку – определение постоянной С для термометра на трёхжильном кабеле, корректировку стандартсигналов и построение градировочной кривой для электронного термометра на одножильном бронированном кабеле.
3.2. инклинометрия
Обычно скважины проецируют вертикально, однако в ряде случаев бурят наклонно-направленные скважины с заранее заданными направлениями и углами отклонения от вертикали. Целью наклонно-направленного бурения является достижение намечаемой в недрах земли точки, проекция которой на поверхность земли (дневную поверхность) смещена от точки устья скважины.
По ряду причин геологического и технического характера скважина отклоняется от намеченного направления: вертикальная скважина отходит от вертикали, а наклонно-направленная – от намеченного для неё положения. Отклонение оси скважины от вертикального положения называется наклоном скважины. В общем случае отклонение оси скважины от заданного направления – искривление скважины. В искривленных скважинах обычно отмечаются следующие закономерности:
а) при очень пологом залегании пластов (угол падения до 8 о ) не наблюдается каких-либо преимущественных направлений искривления;
б) при углах падения пластов в пределах 8-45 о преобладает направление отклонения от вертикали вверх по восстанию пластов; ствол скважины стремиться занять положение, перпендикулярное к плоскости напластования; векторы смещения забоев направлены в области сводов положительных структур;
в) при углах падения пластов более 60 о преобладают направления отклонения вниз по падению пластов; ось скважины стремиться занять положение, параллельное плоскостям напластования.
Положение оси скважины на какой-либо глубине Zопределяют по двум углам: углу δ отклонения скважины от вертикали (зенитному углу наклона скважины) и направлению наклона – дирекционному углу α горизонтальной проекции элемента оси скважины в сторону увеличения глубин. Обычно вместо дирекционного угла α пользуются магнитным азимутом наклона скважины φ, получаемым непосредственно в процессе измерений, — отсчитываемым по ходу часовой стрелки углом между направлением на магнитный север и горизонтальной проекцией оси скважины.Дирекционный угол отличается от магнитного азимута на величину γ±D
α = φ + γ ± D (3.2)
где γ — угол сближения (угол между меридианами осевым и в данной точке), D – магнитное склонение (восточное со знаком +, западное со знаком -).
Плоскость, проходящая через вертикальную линию и ось скважины на данном её участке, является плоскостью наклона скважины. Измерение наклона скважины называют инклинометрией, а приборы, используемые для измерения наклона скважины, — инклинометрами.
Различают инклинометры, определяющие только зенитный угол наклона скважины, и инклинометры, определяющие зенитный угол и направление наклона скважины.
Основную группу инклинометров для определения зенитного угла и направления наклона скважины составляют приборы, в которых в которых направление наклона определяется по земному магнитному полю с помощью обычной магнитной стрелки. Инклинометры с магнитной стрелкой могут быть выполнены в виде инклинометров с дистанционным электрическим измерением и фотоинклинометров.
Измерения инклинометром сводятся к определению сопротивлений азимутального и углового реохордов с помощью мостовых схем путём установления равновесия на соответствующем мосте переменным резистором. После установления равновесия моста, азимут φ и зенитный угол δ наклона скважины отсчитываются по шкалам, нанесённым на переменных резисторах при калибровке прибора. Измерения выполняются с одножильным или трёхжильным кабелем на отдельных точках. Число точек не ограничено.
В фотоинклинометре положение указателей азимута и зенитного угла наклона скважины фиксируется путём фотографирования в самом скважинном приборе. Фотоинклинометр рассчитан на многократное фотографирование и обеспечивает объективную документацию результатов измерений. Однако по оперативности исследований скважин он уступает приборам с дистанционным измерением и поэтому получил значительно меньшее распространение.
При проведении измерений дискретными инклинометрами на каротажном кабеле наклон скважины измеряют по точкам на глубинах, кратных установленному интервалу (25 м при обычном и 10 м при наклонно-направленном бурении).
3.3. профилеметрия и кавернометрия скважин
Прибурении скважины фактический средний диаметр её dcизменяется по стволу и отличается от диаметра долота (коронки) dH, которым она бурится. При этом наблюдается как уменьшение диаметра скважины, так и увеличение его, иногда весьма значительное, поперечное сечение скважины за счет образования желобов может существенно отличаться от круга.
Профилеметрией называют измерения формы и размера поперечного сечения скважины и определение их изменения по стволу скважины. Различают вертикальную профилеметрию, при которой производится регистрация изменения формы и размера поперечного сечения скважины по её стволу, и горизонтальную профилеметрию, при которой фиксируются данные о форме и размерах одного поперечного сечения скважины на определенной глубине. Кавернометрией называют частный случай вертикальной профилеметрии, когда измеряют изменение по стволу скважины среднего фактического диаметра dc, под которым подразумевается диаметр круга, эквивалентного по площади поперечному сечению скважины неправильной формы.
Данные о фактическом диаметре скважины и её профиле весьма важны. Фактический диаметр скважины необходим для интерпретации данных промыслово-геофизических исследований; вертикальный и горизонтальный профили скважины весьма важны для выявления желобов с целью предотвращения аварий при бурении, контроля возможности спуска обсадной колонны и подсчета фактического количества цемента, необходимого для цементирования обсадной колонны.
1)Вертикальная профилеметрия
Основное назначение вертикальной профилеметрии – выделение желобов в стволе скважины и получение данных, необходимых для подсчета количества цемента, требующегося для перекрытия ствола скважины на заданную высоту от забоя. При вертикальной профилеметрии измеряются в двух взаимно перпендикулярных направлениях хорды, характеризующие поперечное сечение ствола скважины. Если представить поперечное сечение скважины с желобом в виде эллипса, хотя фактическое поперечное сечение скважины может существенно отличаться от него, то можно в предельном случае принять, что профилемером измеряются оси поперечного сечения скважины в виде большого d1 и малого d2 диаметров скважины. Если d1=d2, то при указанном расположении рычагов профилемера поперечное сечение скважины представляет собой круг диаметром dc=d1=d2. Если d1> d2, поперечное сечение скважины будет эллипсом.
2)Горизонтальная профилеметрия
Диаграммы, полученные с помощью вертикального профилиемера, дают лишь ориентировочное представление о форме поперечного сечения скважины, особенно если оно неправильной формы. Для более точного определения формы поперечного сечения скважины производят измерения с помощью горизонтального прфилемера.
Горизонтальный профилемер представляет собой профилемер с nнезависимыми измерительными рычагами, раскрывающимися при остановке прибора на определенной точке разреза скважин. При измерении последовательно измеряется радиус Rn раскрытия каждого измерительного рычага и производится ориентация расположения измерительных рычагов прибора относительно направления на магнитный север.
Поскольку известна ориентация измерительных рычагов, а угол между ними равен 360°/n, по показаниям горизонтального профилемера можно построить поперечное сечение скважины с достаточной точностью. Исследования показаля, что возможно ограничиться восемью рычагами, расположенными под углом 45º друг относительно друга.
3)Кавернометрия скважин
Кавернометрия – это частный случай вертикальной профилеметрии, когда измеряют изменения по стволу скважины среднего фактического диаметра, под которым подразумевается диаметр круга, эквивалентного по площади поперечному сечению скважины неправильной формы. Кавернометрия является самым распространенным методом измерения диаметра скважины. Она широко используется для определения среднего и фактического диаметра скважины, необходимого при интерпретации результатов ГИС, подготовки к спуску обсадной колонны и приготовлениях к цементированию скважины.
До последнего времени наиболее широко распространены каверномеры с омическими датчиками. В каверномере, рассчитанном на работу с трехжильном кабелем, датчиком служит потенциометр R1.В каверномере, рассчитанном на работу с одножильным бронированным кабелем, применяется мост сопротивлений постоянного тока, одним плечом которого служит переменный резистор R1. В обоих типах каверномеров потенциометром или переменным резистором соответственно управляют измерительные рычаги каверномера. Их среднее перемещение передаётся на ползунок резистора. В обоих случаях диаметр скважины определяют по формуле
dc = dH + C*∆U/I (3.3)
где dH – начальный диаметр скважины, при котором напряжение, снимаемое с резистора R1 или с резистора в измерительной диагонали моста сопротивлений, равно нулю;
- С – постоянная каверномера. Величины dHи С определяют в результате калибровки каверномера.
3.4. контроль состояния обсадной колонны
Контроль состояния обсадной колонны осуществляется с помощью индукционного дефектомера ДИ-1. Индукционный дефектометр основан на электромагнитном способе индикации повреждений в обсадочной колонне. При таком способе в трубу помещают зонд, включающий генераторную катушку для возбуждения в колонне вихревых токов и приемную (измерительную) катушку, служащую для измерения индуцированной э.д.с. Однако в данном случае э.д.с. на выходе измерительной катушки зависит не только от внутреннего диаметра dколонны, но и от магнитной проницаемости µ и электропроводности γ материала колонны и толщины её стенок, а также от повреждений колонны (трещин, разрывов и т.п.).
Обилие факторов, от которых зависит э.д.с. на выходе измерительной катушки, затрудняет интерпретацию полученной информации.
Если измерять действительную и мнимую составляющие напряжения на выходе измерительной катушки при изменении различных факторов, то можно увидеть, что вектор напряжения, вызванной продольной трещиной в трубе (вектор Тр), образует достаточно большие углы с вектором напряжения, обусловленном влиянием диаметра колонны и её магнитной проницаемости (вектором d, µ) и с вектором напряжения, обязанным изменению электропроводности колонны (вектором γ).
Для исключения совместного влияния этих факторов провести скалярное умножение вектора d, µ и вектора γ на единичные векторы, расположенные под углом 90º к указанным векторам. В первом случае э.д.с. на выходе измерительной катушки будет зависеть от величины γ и от наличия трещин. Поскольку величина γ для конкретной колонны меняется в небольших пределах, при регистрации этой э.д.с. будет записываться диаграмма порывов и трещин в колонне. Во втором случае э.д.с. будет зависеть от величин d, µ и наличия трещин. Поскольку величина µ для конкретной колонны меняется в небольших пределах , от трещины в основном фиксируется в первом случае, то при регистрации этой э.д.с. будет записываться диаграмма износа и локальных дефектов обсадной колонны.
В индукционном дефектомере ДИ-1 использованы зонды двух типов: прямой и дифференциальный. Прямой зонд содержит две цилиндрические катушки, намотанные на каркас из электроизоляционного материала, — одну генераторную и одну измерительную. Дифференциальный зонд имеет три
катушки – одну генераторную и две симметрично расположенные по отношению к генераторной и встречно включённые измерительные катушки.
3.5. контроль качества перфорации
Разрешающая способность индукционного дефектомера мала и лимитируется размерами дефектов. Поэтому он не способен отмечать отверстия малого диаметра, получающиеся при перфорации обсадной колонны. Для этой цели используется специальный локатор перфорационных отверстий ЛПО-1.
Исследования показали, что при индикации перфорационных отверстий наиболее чувствительны и помехоустойчивы электромагнитные датчики, выполненные в виде вращающегося постоянного магнита со встречно включенными измерительными катушками на его торцах. Такой датчик достаточно надёжно выделяет отверстия в обсадной колонне диаметром 8 – 10 мм при зазоре между датчиком и колонной до 15 мм.
Локатор перфорационных отверстии ЛПО-1 представляет собой скважинный прибор, в корпусе которого смонтирован электродвигатель с редуктором, обеспечивающий вращение постоянного магнита с катушками на торцах с частотой порядка 500 об/мин в плоскости, перпендикулярной к оси прибора.
При прохождении одной из катушек мимо перфорационного отверстия в обсадной колонне в ней возникает импульс напряжения. Поскольку катушки вращаются сравнительно быстро, а локатор перемещается вдоль обсадной колонны сравнительно медленно (скорость перемещения прибора не более 150 м/ч), каждое перфорационное отверстие выделяется пачкой последовательных импульсов. Эти импульсы усиливаются, детектиризуются, интегрируются и в виде напряжения постоянного тока поступают на регистрирующий прибор. Поэтому интервал перфорации на диаграмме выделяется последовательностью пиков, число которых соответствует числу перфорационных отверстий.
3.6. контроль качества цементирования скважин
После окончания бурения в скважину опускают обсадную колонну ( ОК), а пространство между трубами и стенками скважины заливают цементным раствором – цементируют. Целью цементирования является изоляция пластов друг от друга для исключения перетоков воды из водоносных горизонтов в продуктивные пласты. Чаще всего цементируют только нижнюю часть скважины, где расположены эксплуатационные объекты. Контроль цементирования включает две основные задачи: определение высоты (уровня) подъема цемента за ОК и оценку качества изоляции наиболее важных интервалов разреза. Для решения этих задач применяются термометрический, акустический и гамма-гамма-(плоскостной) методы контроля цементирования.
Эти методы контроля цементирования имеют разную физическую основу, поэтому получаемые результаты могут не совпадать. Граница цемент – ПЖ(промывочная жидкость), определяемая по изменению градиента температуры, характеризует уровень подъема цемента независимо от его распределения за ОК, от наличия трещин, каналов и каверн в цементном камне. Поэтому уровень подъема цемента определенный по кривой температуре, лишь косвенно свидетельствует о надежности изоляции. При высокой температуре в скважине, например на больших глубинах, величина температурной аномалии уменьшается, что затрудняет решение задачи.
По кривым акустического контроля ОК выделяется как нормально зацементированная, если цемент сцеплен с ней по большей части её периметра. Наличие гидроводных каналов с угловым размером менее 40-50º не отражается на кривых. Низкое качество цементирования отмечается по кривым акустического контроля независимо от толщины зазора между стенками труб и цемента. Для отнесения интервала в разряд плохо зацементированных достаточен кольцевой зазор в десятые доли миллиметра. Зазоры такой величины иногда возникают за счет загрязненности поверхности труб или за счет химических изменений состава цемента в старых скважинах и обычно не влияют на качество изоляции пластов. Это нужно учитывать при интерпретации. Вместе с тем результаты акустического контроля практически не зависят от толщины цементного кольца, если она превышает 10-15мм, а также от различия плотности цемента и ПЖ, что является существенным преимуществом по сравнению с гамма-гамма-контролем цементирования. Акустический и гамма-гамма-методы контроля дают более полную характеристику качества цементирования по сравнению с термометрией хотя каждый из них имеет свои достоинства и ограничения. В ряде случаев оба вида контроля полезно комплексировать для получения более уверенных данных, особенно при исследовании ответственных объектов.
3.7. Исследования действующих скважин
Промыслово-геофизические исследования являются основным средством контроля за разработкой нефтяных месторождений. В этом плане методами ГИС решаются четыре группы задач:
1) исследование характера насыщения эксплуатационных пластов и процесса вытеснения нефти водой, прослеживание водонефтяного (ВНК) и газожидкостного контроля (ГЖК) контактов в пласте;
2) выделение в эксплуатированном пласте отдающих интервалов, определение профиля притока по колонне и характеристики поступающей из пласта жидкости;
3) оценка надёжности изоляции эксплуатированных пластов, выявление интервалов затрубной циркуляции (перетоков) жидкости из пласта в пласт за ОК;
4) контроль режима эксплуатации скважин – определение газо-нефте-водоразделов в колонне влияния отбора жидкости из скважины, выбор оптимальной глубины спуска насоса и т.д.
Основной объём ГИС при контроле за разработкой выполняется в процессе работы скважины. Измерения при этом проводятся через насосно-компрессорные трубы или через межтрубное пространство. С этой целью применяются специальные приборы малого диаметра в комплексе с дополнительным оборудованием устья скважины для спуска приборов без изменения (или с заданным изменением) гидродинамического режима скважины. Спуск приборов в скважины, эксплуатирующиеся фонтанным или компрессорным способами, а также в нагнетательные скважины производится через специальный лубрикатор с сальниковым уплотнением кабеля по фонтанным или лифтовым трубам. Воронка этих труб должна находиться выше интервала перфорации пласта, подлежащего исследованию. Спуск приборов в насосные скважины, оборудованные насосами, осуществляется через межтрубное пространство по зазору.
3.8. требования к подготовке буровых для проведения ГИС
Для проведения геофизических и геохимических исследований буровой бригады должны быть выполнены технические условия на подготовку скважин для проведения геофизических работ и технические условия на подготовку скважины и проведения геофизических и геохимических исследований, указанные в приложениях к «Технической инструкции по геофизическим исследованиям в скважинах».
К буровой должны быть подведены подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственный подъезд каротажной или газокаротажной станции. На буровой должна быть сделана ровная площадка для установки станции. У края её должен быть смонтирован специальный щит с рубильником для подключения каротажной или газокаротажной станции к сети переменного тока буровой.
Подготовка скважины к проведению геофизических работ должна обеспечивать беспрепятственный спуск скважинных приборов по стволу скважины до забоя в течение всего времени, запланированного для проведения требуемого комплекса исследований. С этой целью ствол скважины на необсаженном интервале необходимо проработать долотом номинального диаметра, параметры ПЖ привести в соответствие с требованиями геолого-технического наряда (удельное сопротивление ПЖ должно быть не менее 0.8 Ом*м); необходимо обеспечить однородность ПЖ по всему стволу скважины. Не допускается проведение геофизических работ в скважине, заполненной ПЖ с вязкостью более 90с по ПЖ, содержащей более 5% песка или обломков горных пород, также в скважинах, поглощающих (с понижением уровня со скоростью более 15м/ч), переливающих и газирующих.
При производстве геофизических исследований на скважине должна присутствовать буровая бригада; начальник каротажной партии может привлекать работников этой бригады к выполнению вспомогательных работ, связанных с проведением геофизических исследований скважин (ГИС).
Во время ГИС производство каких либо работ на буровой без разрешения начальника каротажной партии запрещается.
Для проведения газового каротажа буровая должна быть оборудована для монтажа на ней датчика глубин, дегазатора и измерителя объема ПЖ, эвакуированной из скважины. Для установки автоматической газокаротажной станции (АГКС) или автоматизированной геохимической информационно-измерительной системы (АГИС) должно быть предусмотрена ровная площадка на расстоянии 50-60 метров от буровой со стороны желобов и мостиков; Для установки дегазаторов и измерителя объема ПЖ буровая за пределами основания должна иметь желоба прямоугольного сечения длинной не менее 3,5м, шириной 70см,высотой 40см и с наклоном не более 5°; около желоба должно быть оборудовано место для установки шламоотборника.
В процессе бурения буровая бригада должна поддерживать номинальные значения напряжения и частоты переменного тока. Перед началом подъема бурильного (после окончания очередного долбления) буровая бригада должна обеспечивать продолжение циркуляции ПЖ до выхода её забойной порции на устье скважины, что фиксируется оператором АГКС или АГИС. Невыполнение этого требования, приводящее к невосполнимой потере забойной информации, должно оформляться актом.
При проведении газового каротажа рекомендуется воздерживаться от добавок нефти и нефтепродуктов в ПЖ, так как при этих добавках существенно снижается метода газового каротажа, особенно при прогнозной оценке характера насыщения пласта.
Начальник газокаротажного отряда или сменный инженер-оператор автоматической газокаротажной станции (АГКС) или АГИС при получении информации о притоке ПФ в скважину или о поглощении фильтрата ПЖ в пласт должен немедленно сообщить об этом буровому мастеру или бурильщику и зафиксировать в журнале оператора наличие притока или поглощение с указанием даты, времени, глубины скважины и интенсивности притока или поглощения (в л/с), а также указать принятые меры.
При вскрытие нефтегазоносного пласта начальник газокаротажного отряда или сменный инженер-оператор должен провести предварительную прогнозную оценку характера насыщения пласта и, если пласт характеризуется как потенциально продуктивный немедленно сообщить об этом промыслово-геофизической организации и геологической для оперативного проведения детальных геофизических исследований и опробования вскрытого пласта.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Геолого-технологические исследования являются составной частью геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Многие из них успешно проводятся с помощью геофизических и близких к ним по методике измерений. Отдельные виды исследований основаны на сочетании каротажных измерений с другими геофизическими работами в скважине. Контроль технического состояния скважины и проводимых в ней работ составляет значительную и важную часть ГИС.
В данной курсовой работе описаны основные методы контроля технического состояния скважин. Эти операции необходимо выполнять в процессе бурения и эксплуатации скважин с целью изучения геологического разреза скважины, достижения высоких технико-экономических показателей, а также обеспечения выполнения природоохранных требований.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/kontrol-skvajinyi/
1) Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин. Под ред. Л.И.Померцана;
2) Прогноз и оценка нефтегазоносности недр на больших глубинах. Под ред. С. Н. Симакова. Л.: Недра, 1986;
3) Геология нефти и газа. М-: Недра, 1980;
4) Вязкость газовых смесей, Голубев И. Ф., Гнездилов И. Я. М.,1971.
