/
Автор: Гуторов Ю.А.
Теги: бурение скважин нефтяная промышленность геофизика учебное пособие месторождения нефтегазовое производство
ISBN: 5-7477-0075-8
Год: 1995
Текст
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН
ПО ГЕОЛОГОМ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ HW
НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И НРОЕК'ПЮ-КОНСТНУКТОРСКИЙ
ИНСТИТУТ ГЕОЛИГОЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН (ВНИИГИС)
Ю. А. Гуторов
МЕТОД ШИРОКОПОЛОСНОГО АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА
ДЛЯ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБСАЖЕННЫХ
СКВАЖИН НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Уфа 1995
Гуторов Ю.А. Метод широкополосного акустического каротажа для
контроля технического состояния обсаженных скважин нефтяных и га-?
новых месторождений /Иад-е Башкирск.ун-та. - Уфа, 1995. - 244 о. -
Гаан 5-7477-0075-0
Дается экспериментально-теоретическое обоснование применения
широкополрсного акустического каротажа для контроля технического '
состояния обсаженных скважин о целью повышения чувствительности
и достоверности исследований при определении положения и характе-
ра дефектов герметичности колонн и изоляции заколонного пространст-
ва.
Монография может быть рекомендована для повышения квалификации
инженерно-технических работников буровых, добывающих и геофизичес-
ких предприятий нефтяной и газовой промышленности, а также в качест-
ве учебного пособия студентам высших учебных заведений геофизичес-
кой специальности.
Рецензенты: отдел по геологоразведочным работам на
нефть и газ Гоокомгеологии Республики
Башкортостан; канд.тех.н. К.В.Антонов
ISBH 5-7477-0075-В
© Ю.А.ГУторов, 1995.
© аыигис, 19.95.
© Башкирский университет, 1995.
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
Введение -
1. Ограничения сучествуюцих геофизических методов
контроля технического состояния нефтегазовых ...
Ij.
СКВ,' яин —
i.t. Техническое.состояние обсаленных скважин
и его основные характеристики
1.2. Геофизические методы контроля техническо-
го состояния обсаженных скважин и оценка
их эффективности в различных геолого-тех-
нических условиях — .
1.3. Акустический метод оценки технического
состояния обсаженных скважин и его огра-
ничени.я -
1.4. Задачи и пути повышения эффективности
акустического метода контроля техническо-
го состояния обсаженных скважин . ... ..
Г. Экспериментальные и теоретические исследования
влияния различных геолого-технических факторов
на параметры акустического сигнала в обсажен-
ных скважинах
2.1. Влияние структурно-механических и проч-
ностных свойств цементного камня
2.2. Влияние дефектов цементирования контакт-
ного типа
2,3. Влияние дефектов цементирования объемного
типа
2.4. Влияние различных по характеру контактов
горной породы с обсадными и бурильными
трубами
2.5, Влияние волноводных свойств обсадной ко-
лонны с различным характером контакта це-
3
4.4. Средства метрологического обеспечения ла-
бораторного типа на основе электронного
имитатора среды
5. Основы методики интерпретации материалов комп-
лексной широкополосной аппаратуры для контроля
технического состояния обсаменных сквавин
5.1. Оценка уровня подъема цементного кольца,
структурно - механических и прочностных
свойств цементного камня в ранние сроки
5.2. Оценка величины объемно-контактных дефек-
тов и характера контакта цементного кольца
с колонной и породой
5.3. Выделение интервалов заколонных перетоков
и мест негерметичности колонны
5.4. Обоснование необходимости совместного
применения акустической двухчастотной ап-
TiapaT'tjptt с аппаратурой ГаИий-ГаНма каро-
тама
5.5. Выделение мест прихвата бурильного инст-
румента и оценка его характера в бурящих-
ся снвавинах
0. Программа автоматической интерпретации геофи-
зических материалов с целью прогноза изоляции
заколонного пространства обсашенных сквамин
6.1. Выбор критериев оценки изоляции заколон-
ного пространства на основе данных ГИС и
результатов опробования
5.2. Исследование и анализ влияния различных
геолого-технических факторов на качество
изоляции заколонного пространства
6.3. Анализ корреляционных связей показаний
широкополосной двухчастотной акустической
цементометрии с данными стандартного ка-
ротина
6.4. Количественные критерии оценки изоляции
147
147
150
Ш
168
171
.180
180
J8I
„18$
5
заколонного пространства по данный двух-
частотного методе контроля J-9Q.
6.9. Алгоритм программы автоматической интер-
претации дла определения изоляции затруб-
ного пространства с поыомьо двухчастотной
акустической цементометрии (3ZOL) ----
2. Результаты проиымленного применения аппаратур-
ко-иетодическаго комплекса "КОНТРОЛЬ"
2.1. Продавленное внедрение элементов аппара-
турного ряда' и средств метрологического 2
обеспечения ——
7.2. Промышленное внедрение методики измерений
и интерпретации диаграммных материалов 2___
2.3. Промышленное внедрение программ автомати-
ческой обработки аналоговых записей амп-
литудно-временных параметров упругих волн
и полных волновых картин _:^1.
7.4. «ценна геолого-экономической эффективнос-
ти и области применения комплексной широ-
кополосной аппаратуры акустического конт-
роля, входящей в состав параметрического
ряда
Литература
6
й ВЕДЕНИЕ
Винко применяемая ичгенсивчзя технологи1 разработки
нефтяных месторождений пр'-.лъяелиет повышенное требования к
контролю технического гостеянчч нмрямихся и эксплуатационных
скваиин методами ГИС. Отсутствие тли недостаток подобного
контроля, низкая эффективноеiь примекяемих технически^ (гео-
физических) средств могу' привести к >худрению геоэкологи-
ческой обстановки на месторождениях, снизить зффекги ность
их разработки Г 6? Сяохиость и разнообразие геолого-тех-
нических условий, в которых преисхоплт разведка и разработка,
нефтяных нееторошений приведут к услоянению технологии про-
водки и строительства нефтегазовых скваиин, что имеет своим
следствием большое разнообразие дефектов техсосгояния и це-
ментного кольца ! 2., 23, 24 1,
Интенсивное развитие нефтегазодобывающей отрасли на-
ций. страны в 70-30 е годи привело почти повсеместно к уве-
личению обводненности продукции и ухудшению геоэкологической
ситуации в ряде нефтедобыг.аиких регионов. Как показал анализ
причин г.поживмейся -итуации значительную долю ответственнос-
ти so нее можно еозлозигь на прогрессируем^ ухудшение тех-
нического состояния обсаженных скваиин. особенно в период
длительной эксплуатации Г 87, 161. 162 J. Особенно .тяжелой
является обстановка в регионах со слоимыми геллого-техничес-
киии !< лоциями бирения и эксплуатации нефтегазовых скважин
I 27, 33, 6В ] (большие глубины, высокие давления, зоны ЙВПД
и ЙНПД, многолетнемерэлне породы, многоколонные конструкции
и т.п.), которце способствуют возникновению большого КОЛ4-
чества разнообразных дефектов, цементирования и технического
состояния обсаменных скважин.
Практика г еофизических работ за последние 25-30 лет по-
казала. что наиболее информативными методами оценки техни-
ческого состояния обсаиенных сквахин являются акустический и
радиоактивный [ 41 1, При этом у нас’в стране, в отличие от
зарубежного опыта, большее предпочтение отдавалось радиоак-
тивному методу контроля, в разработке которого значительная
7
заслуга принадлежит К.й.Гулину, /1.А.Бернштейну и Е.В.Семено-
ву. Одним из существенных преимуществ радиоактивного метода
(ГГК) перед акустическим являлась возможность сценки плот-
ности вещества в затрубном пространстве на ранних сроках
формирования цементного камня и толщины стенок обсадной ко-
лонны. С другой стороны слабая изученность корреляционных
связей между физико-механическими свойствами применяемых
тампонажных смесей, состоянием изоляции заколонного прост-
ранства и показаниями акустического метода каротажа не спо-
собствовала росту довепия к полученной с его помощью инфор-
мации. awirMM'.vw1-на лмглкя'и производительность и технологич-
ность. .Благодаря рсб.от'см П Л Леммона , Д Л.Белоконя. А.Ф.Де-
вятова и И.П.ДэеСаня... с середины 70-х и до начала 80-х годов
был сделан существенный вклад в развитие аппаратурной базы
акустического метода, контроля техсостояния п б саженных сква-
жин.
Значительный прогресс, был также достигнут в области со-
вершенствования методических и технологических основ акусти-
ческого метода каротала. Работами 0.Й,Кузнецова, Д.й.Крыло-
ва, В.И.Кирпиченко. Й.М.Малоножнова и В.Н.Слущаева были по-
казаны пути и способы повышения информативности акустическо-
го метода в различных геолого-технических условиях примене-
ния .
Однако в связи с освоением в последнее десятилетие
новых нефтегазоносных провинций, наметилась тенденция к уве-
личению удельного веса регионов со сложными геолого-техни-
ческими условиями. Б определенней мере это явилось объектив-
ной предпосылкой снижения общей эффективности акустичес-
кого метода контроля, которая неизбежно привела к общему-
уменьшению достоверности заключений, выдаваемых на основе
полученных материалов, и, как следствие, некоторому снижению
доверия к этому методу каротажа [ 74 1. Всесторонний анализ
имеющихся технических и методических возможностей
[ 51. 59. 61, 55 I показал, что наиболее оптимальное решение
возникшей проблемы может быть найдено путем повышения чув-
ствительности и разрешающей способности метода на основе
более углубленного.изучения закономерных связей регистрируе-
8
иых акустических параметров с геолого-’ехническими и
геолого-технологическими факторами, играющими существенную
роль в обеспечении качественной изоляции продуктивных интерва-
лов и снимании обводненности добываемой продукции.
Основными предпосылками решения поставленной задачи яв-
ляются:
- возможность дальнейшего совершенствования технических
средств аппаратурно-методического комплекса на основе акус-
тического метода путем оптимизации основных конструктивных
решений и обоснования выбора основных информационных пара-
метров;
- возможность совершенствования методики измерений и
технологии контроля акустическим методом;
• возможность повышения эффективности и точности изме-
рений за счет создания специализированных средств метрологи-
чесиогв айеспеченияд
- повышение эффективности и оперативности обработки
первичных материалов путем разработки и дальнейшего совер-
шенствования обрабатывавших и интерпретационных программ.
Настоящая книга является результатом работ, выполненных
при участии автора и под его непосредственным руко-
водством в отделе геофизического контроля технического состо
яния обсаменных скважин Всероссийского научно-исследователь-
ского и проектно-конструкторского института геофизических
исследований геологоразведочных скважин (ВНИИГИС) в период с
1974 по 1994 годы.
Целью настоящего издания является попытка обобщения на-
учно-практического опыта автора в области совершенствования
акустического метода каротажа в традиционном (интегральном)
варианте исполнения, который обладает практически неис-
счерпаемыми резервами для дальнейшего развития.
Особенно велики и малоиздчены возможности акустического ме-
тода каротажа для исследования технического состояния обра-
щенных скважин, раскрытию и реализации которых автор посвя-
щает данную работу.
Вольной вклад в подготовку настоящей работы сделали со-
трудники отдела 12 ВНИИГИС, которые проработали под руковод-
стран автора в течение ряда лет над ременном проблемы повы-
мения эффективности акустического метода каротаяа и являют-
ся соавторами следуниих разделов книги:
Хайдаров Г.Н.-соавтор раздела 2i Гильманова А.И.-соавтор
раздела 3; Моисеев И.Н.-соавтор раздела 4; Салахова А.Р.-
соавтор раздела 5; Гареева С.Р.-соавтор раздела 6.
Автор внрамает налееду, что данная работа онавется по-
лезной как разработчикам геофизических методов контроля, так
и геологам,геофизикам, поскольку раскрывает реальные воэ-
момности использования Геофизической информации для управле-
ний качеством технологии строительства и эксплуатации обса-
ленных снвамин.
10
Г л fl в a I
ОГРАНИЧЕНИИ С.1ШЕСТВУЮЦИХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИЕТОДПГ. МСНТРОЛ.Й ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИИ
ОБСАЖЕННЫХ НЕФТЕГО-’ОВЫХ СКВАЖИН
Геофизические методы оценки технического состояния об-
саженных скваяин основаны на регистрации аномальных зг чений
физических поле,'! р-зличной природы, которые соответствуют,
как правило, нарушениям однородности заколонного пространст-
ва, либо самой ойсаднсй колонны. Методической основой при
разработке кри-орн*»* оценки дефектов герметичности заколон-
ного прортрая ;тва ч обсадной колонны слупит поиск корреляци-
онных ’вязей не*:,1; дефектами технического состояния и ано-
мальными значениям физических полей. Наиболее часто для
указанных целей испяло.зувт температурное ноле [ 10,26 ], по-
ле рассеянных гамма-квантов Г 42 J и поле упругих колебаний
f 130. ffls 1. Пднако разремавиая способность методов, осно-
ванных на регистрации параметров перечисленных полей, су-
щественно различная и определяется как природой конкретного
поля, ток и спп:обои измерений. При этом, учитывая волновую
природу изучаемых физических полей, определявшую роль играет
соизмеримость геометрических размеров выделяемых дефектов с
величиной волновых параметров соответствующего поля [ 38 3.
Считывая значительное разнообразие дефектов техническо-
го состояния,обусловленное слоты сочетанием различных гео-
логических и технологических факторов, в данной главе дае,ся
краткий анализ эффективности геофизических методов, применя-
емых для их обнаружения и распознавания.
1.1, Техническое состояние обсаженных скважин
и его основные характеристики
Понятие "техническое состояние обсаженных скважин" име-
II
ет ь различных условиях весьма широкое толкование и зависит
во многом от конкретных условий, в которых оно применяется.
Применительно к обсаженным нефтегазовым скважинам тех-
ническое состояние последних оценивается на основании
владения достоверной информацей о следующих Факторах:
состоянии контактов цементного кольца г колонной и
породой:
- наличии, местонахождении и размерах дефектов цементи-
рования объемно-контактного типа в заколонном пространстве;
- наличии и местонахождении заколонных и .мевпластовых
перетоков;
- наличии и местонахождении участков колонны с коррози-
ей ее внутренней пог.зрхчости;
- наличии, местонахождении и характере дефектов герме-
тичности стенок обсадной колонны;
- состоянии изоляции, цементного кольца и заколонного
прос гране тв-у,-
- месте и хер актера прихв атч ибсадных труб горными, по-
родами.
В конечнЕи» счете, главным критерием оценки-технического
состояния обсаленной скважины является качество изоляции 'за-
колонного пространства и герметичность обсадной колонны на
момент проведения геофизических исследований 1 12, 36, 135.
164 I. Некачественная изоляция заколонного пространства свя-
зана в венозном с наличием в цементном кольце участков мало-
прочного цементного камня с повышенной водопроницаемостью и
различных структурных дефектов, нарушающих его сплошность:
пустот, вертикальных каналов, трезин и иикрозазороз на гра-
нице цементного кольца с колонной и породой ( 16. 1.36. 126,
18?, 189. 191 1. По своему происхождению дефекты цементного
кольца иомыо разделить на первичные, т.е. образующиеся до
начала эксплуатации продуктивных интервалов, и вторичные,
которые возникают в процессе длительной эксплуатации скважи-
ны .
Образование дефектов первичного типа обусловлено, в ос-
новном .влиянием технологии буровых и тампонажных работ, выб-
ранными режимами 03U, опрессовки и перфорации обсадной колон-
12
ны [ 162, 204 1.
Образование дефектов вторичного типа обусловлено, глав-
ным образом, режимом эксплуатации продуктивных интервалов,
агрессивностью изолированных пластовых вод я добываемого
продукта, коррозионной стойкостью цементного Комня и обсад-
ной колонны ( 31. 64, 143, 2.30 ].
Причиной образования первичных дефектов является, как
правило, несовершенство некоторых технологических операций
проведения буровых и тампонажных работ, при которых не учи-
тываются геологические и гидрогеологические особенности кон-
кретного района работ, а именно;
си ухудшение реологических свойств буровых растворов
приводит К интенсивному кавернообразованию в стволе скважи-
ны, ч"и существенно влияет на однородность заполняющей зако-
лонное пространство тампонажной смеси, снимая .тем самым
прочностные характеристики цементного камня, а также вызыва-
ет недоподъем уровня цементного раствора до расчетной
высоты ( 222 Г,
б) проведение тампонажных работ в районах с ЙВПД и ЙНПД
вызывает либо интенсивные нефгегазопроявления, приводящие к
образованию переточных каналов в цементном камне, либо гид-
рораэрыв пластов и значительный недоподъем тампонажной смеси
( 34. 39, 26 1:
о ) применение лежалых цементов, а также отсутствие ста-
билизирующих и ускоряющих добавок приводит к седиментацион-
ной неустойчивости тампонажного раствора и расслоению его на
твердую и жидкую фазы на всем интервале заполненного им зат-
рубного пространства ( 138, 144 );
г ) опрессовка и перфорация колонны не в оптимальном ре-
жиме при определенных условиях приводят к образованию дефек-
тов цементирования контактного типа i' микроэазоров) либо вер-
тикальных треции в цементном кольце, предпосылки проявления
которых возникли еще на стадии формирования (твердения) це-
ментного камня в период 0311 ( 121 , 230. 2.34 ].
Контактные дефекты на границах цементного кольца г. ко-
лонной и породой возникают, в основном, -;,з счет усадочных
деформаций iro .г'дне;')», причем < Or ineve влияние. н>, знак.
'3
объемной деформации цементного кольца (расширение либо усад-
ка) оказывает влагосодержание окружающей среди. При дефиците
влаги, который проявляется, в основном, в интервалах мало-
проницаемых, плотных пород и мемколонных промеяутков. форми-
рование цементного камня происходит, в основном, с усадочны-
ми деформациями по наружной (с породой) контактной границе,
что суивственко снимает плотность этого контакта. При избыт-
ке влаги (против проницаемых водоносных пластов) цементный
камень формируется в более благоприятных условиях, которые
способствуют проявлению', в основном, деформаций расширения,
которые предотвращают появление контактных дефектов ( 134 -
136 1.
Под воздействием операции опрессорки и перфорации об-
садная колонна расширяется и передает растягивающую деформа-
цию на цементное кольцо, имеющее с ним плотный контакт по
внутренней поверхности, которое такие увеличивает свой диа-
метр. а цементное кольцо в интервалах с неплотной внешней
опорой на стенку скважины. образовавшейся за счет усадочной
деформации по наружней поверхности, в исходное пояснение уме
не возвращается, что приводит к образованию ослабленного
контакта цементного кольца непосредственно с самой колонной
( 153, 170, 174. 213 1.
' Дефекты цементирования вторичного типа образуются в те-
чение периода эксплуатации скважины. Они связаны, в основ-
ном, с разрушающим воздействием окружающих пластовых вод на
цементный камень в затрубном пространстве скважины. 8 случае
наличия в составе продукта и пластовых вол сероводорода или
углекислоты процесс коррозии и разрушения цементного камня
существенно ускоряется: значительно снижается механическая
прочность, уменьшается объемная плотность и происходит ос-
лабление адгезионных связей с поверхностью колонны, приводя-
щее к развитию обширных контактных дефектов (микрозазоров),
которые являются самки распространенным типом нарушений
сплошности цементного камня в затрубном пространстве скваыин
эксплуатационного фонда ( 161, 126, 225 ].
Исследованиями i 64, 64, 2??., 22rj ] бихо установлено,
то распределение типов дефектов претерпевает существенное
Го
изменение во времени, начиная с момента завершения строи-
тельства скважины и на протяжении всего периода ее эксплуа-
тации. Так со временем доля дефектов контактного типа малой
раскрытое™ уменьшается, а доля дефектов средней и Польшей
раскрытое™ - увеличивается. Тто является следствием проте-
кания иип .сивннх процессов коррозии цементного камня агрес-
сивными пластовыми водами.
Дефекты цементирования независимо от времени их образо-
вания (первичные или вторичные) в каждый конкретный момент
времени по степени их влияния на Фактическую изоляцию зако-
лонного пространства могут быть, в свою очередь, подразделе-
ны на дефекты активного и пассивного типов:
а) активными являются дефекты, по которым в данный мо-
мент проиехпдит движение жидкости между нодопроявлятшим
пластом и соседними горизонтами . либо непосредственно на
дневную поверхность:
б) пассивными являются дефекты, по которым движение
жидкости не происходит, и по .чтой причине их можно такте ха-
рактеризовать как " тупиковые" иди “глухие",
Сснонными условиями движения жидкости но дефекту це-
ментного кольца являются наличие на ого противоположных кон-
цах активных резервуаров (отдающего и принимающего пластов)
с перепадом давления между ними и достаточная проницаемость
самого дефекта для движущейся по нему жидкости ( t?3, 210,
221 I. Одной из задач контроля техничесцпгс состояния обса-
женных скважин является выделение дефектов герметичности ко-
лонны и определение их характера и местмюложзния ( (82 ].
Дефекты герметичности колонны, в качестве которых могут выс-
тупать муфтовые соединения, трещины, отверстия и т.п., также
оказывают сучеглвеннне влияние на качество изоляции заколон-
ного пространства. и их можно подразделить на дефекты;
а) активного типа i принимающие или нтдакг,|ие пластовый
Флюид);
б: пассивного типа (не принимающие и не отдающие плас-
товый Флюид).
Причинами сбразивлния таких дефектен, могут блть нарушь
ния технологии i ih.p k.i ойг.эдных тс;б (недсн.инчие iiine муфтовых
соединений), смятие и разрыв колонны при расхаживании в слу-
чае прихватов, некачественная изоляция ремонтных спецотверс-
тий. образование трещин вблизи интервала перфорации при пре-
вышении предельной мощности зарядов, а также коррозия стенок
колонны при длительной зксплуатации сквамин в условиях отбо-
ра агрессивных пластовых Флюидов ( 35, 64, 6й, 150 )
Дефекты цементирования и технического состояния обсад-
ных колонн поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин
могут быть причиной серьезных нарушений экологического сос-
ТОНИЯ геологической среды [ 85, 8?, 88 ]- Это связано.в пер-
вую очередь, с тем, что при проходке поисковых и разведочных
сквамин геологи не обладают достаточной информацией об осо-
бенностях геологического разреза, местонахождении в нем
опасных интервалов, представленных, ъ первую очередь, зонами
ЙВПД и ЙНПД, продуктивными интервалами с аномальными пласто-
выми давлениями нефти и газа.
Нефтегазопроявления представляют собой наиболее серьез-
ную угрозу геологической среде и являются наиболее частыми
явлениями при проходке поисковых и разведочных сквамин. Не-
достаточная изоляция высоконапорных горизонтов, наличие де-
фектов цементирования в виде вертикальных каналов и микроза-
зоров на границе цементного камня г, колонной приводят к про-
рыву нефти и газа в верхние горизонты с последующим выходом
их на дневную поверхность вблизи устья сквамины или в виде
грифонов на некотором удалении от нее I 153. 120, 193 1.
В законсервированных разведочных скважинах наличие де-
фектов цементирования приводит к повышению давления газа в
межтрубном пространстве, что грозит с течением времени также
серьезными осложнениями для окружающей среды ( 21? 1.
Некачественная изоляция продуктивных и водоносных ин-
тервалов может приводить к прорыву пластовых вод и значи-
тельному обводнению продукции, что может внести серьезные
осложнения в оценку объема запасов месторождения и его пос-
ледующую эксплуатацию 1 213 ], В случае некачественной изо-
ляции непродуктивных водонпгных, особенно вы'пконапорных ин-
тервалов, может возникнуть вероятность прорыва пластовых вы-
соконинерализованних под. в пласты пресноводного комплекса с
16
последующими водопроявлениями на дневной поверхности 1871.
На основе причин, влияющих на образование дефектов
технического состояния различного типа в обсаженных сква-
жинах нефтяных и газовых местороде.чий было установлено,
что наиболее распространенными являются ((следующие девять
типов дефек-о.з, активно влияющих г? изоляцию заколонного
пространства, а именно: контактный микрозазор на
границе цементного кольца с колонной (раскрмтостьи 0-
200 мкм): вертикальный канал а цементном кольце <с углом
раскрытия 5-180° малапрочннй цемент f^ld кГс/смг): нес-
формировавшийся тампонажный раствор; скользящий контакт це-
MettTW* чафымс.'С пордлдй. бдля толщины цементного кольца
= 1.5-3.0 си); негерметичность колонны в виде отверстия, ще-
ли .или .интервала перфорации; коррозия внутренних и внеиних
стенок о б садио И колонны; заколонное сообщение или переток (с
расходом в пределах - 5-100 м /сут); прихват обсадной ко-
лонны или бурильного инструмента в. открытом стволе.
Задача контроля технического состояния обсаженных сква-
жин методами ГИС заключается в обеспечении точного обнаруже-
ния и идентификации перечисленных типов дефектов с последую-
щей оценкой их влияния на изоляцию заколонного пространства.
1.2 Геофизические методы контроля технического
состояния обсаженных скэаяин и оценка их
эффективности в различных геолого-техниче-
ских условиях
Значительное разнообразие встречающихся в практике
строительства и эксплуатации нефтегазовых скважин дефектов
технического состояния различного типа (см. 1.1) является ос-
новной причиной серьезных трудностей при их выделении и рас-
познавании с помощью существующих геофизических методов, ко-
торые не всегда сказываются достаточно эффективными.
В первую очередь это относится к методу термометрии
[ 10 J, который основан на регистрации распределения темпе-
ратурного поля вдоль ствола скважины. В случае оценки с его
17
помощью качества цементирования .обычно выделяются темпера-
турные аномалии, обусловленные air термической реакцией,
проходящей при гидратации тампонажного раствора в затрубном
пространстве скважины ( 152 1. Термометрия была одним из
первых геофизических ыетсдов, использованных для определения
интервала распределения цементной оболочки за обсадной ко-
лонной. Однако эффективность термометрии для решения этой
задачи оказалась явно недостачоччпй.
Причинами этого являются:
- сникениз разрешающей способности метода г уменьшением
величины кольцевого зазора за колонной и увеличением темпе-
ратуры в скважине I 1’7, 140 1;
- невозможность ...применения метода после истечения вре-
мени 0311. т.е. после прекращения экзотермической реакции в
прецнеее феримдавдния тампонажного камня Г t.6 1;
- невозмотсть идаиедования скважин, обсадные колонны
а которых зацементированы «лакопесчаныин, гальцеиентныии и
другими тампонами Ьми ,оагтвцэ>’мн лчделяяиими при твердении
йе.Рслъкое 'ялеч«л вч -елга t 1Я’., У;
Доволью жиряков использоваше получила термометрия в
качестве прямого метода оценки качестве, разорения пластов.
Возникновение мемпяастовых «еретиков, вызванных нарушением
герметичности заколонного пространства, приводит к появления
искажений из геотериограыме. которые могу служить признака-
ми наличия перегонов ( 216, 224 ). Однако возможности этого
метода ограничены случаями иалиингенсивных перетоков, а так-
ие трудоемкостью и длительностью измерений, приводящих к
продолжительным простоям скваяин.
По выполненным . оценкам 1 74, 72 1 эффективность
т-'рисметрии но выделения дефектов цементирования различного
типа и оценке технического состояния по сравнению с другими
методами (табл. 1 ) не превчгэет 6-10?:.
Наибольаее распространение для оценки качества цементи-
рования и технического состояния получили радиоактивные и
акустические методы игьледовапия скважин.
Из радиоактивных методов в негтояжее время наиболее ши-
роко применяются лее разновидности. - метод радиоактивных
78
Таблица 1
Таблица сравнительной эффективности основных геофизических
методов по выделении дефектов цементирования различного
типа и оценке технического состояния сквакин
NN Тип X. дефекта Г ео-^\ физи- \ чес кий метода ап- х. паратура) Вертикаль ный канал (f = ю- 180 ) Контактный микрозазор ( омз = 0- 500 мки) Малопроч- ный це- мент ( 0 изг 0.5 МПа) Скользящ, контакт с породой ' - 15-30 мы) Негерметич- ность ко- лонии i й? = 5 - 100 м3/сут) Заколон тй пеееток (0=5- 100 ir/сут) Обжая эф ©актив- ность,Z
26Z 32Z 9Z 18Z 3Z 12Z 100Z
1. ГТК ( >10 ) - - - - - 26
п АКЦ 4 ( >80 ) 4 40 ыкм) - 4 ( <15 им) - - 25
3 ЙКЦ + давление ( >60 ) + (<100 мки) - 4 ( <15 мм) - («Юм^/сут) 35
4. Термометрия - - - - ( >40м^/сут > (>60м^/сут) В
5. ЙКЦ-НВ 4 ( >40 ) 4 (<180 мкн) 4 ( <30 мм) (>20«Д/сут) 4 (>40мЗ/сут) 72
Примечание: х - диапазон изменения размеров дефекта: хх - доля конкретного дефекта:
+ - дефект определяется; - - дефект не определяется;
(40) - диапазон определения дефекта.
изотопов И метод регистрации интенсивности рассеянного гам-
ма-излучения (ГГК). Первый метод основан на цементировании
скважин активированными радиоактивными изотопами тампонажным
раствором с последующей регистрацией гамма-излучения в об-
садной колонне с помощью стандартной гамма-каротаиной аппа-
ратуры С 2 J. При этом интервал распределения активированно-
го тампонажного раствора за колонной отмечается повышением
интенсивности гамма-излучения по сравнению с естественной
радиоактивностью горных пород.
Для активации тампонажных растворов используют радиоак-
тивные изотопы циркония, иридия, ыелеза, родона, характери-
зующиеся достаточно жестким гамма-излучением и сравнительно
небольшими периодами полураспада 1 120 1. Для определения
высоты подъема тампонажного раствора с помощью радиоактивных
изотопов достаточно активировать лишь первую его порцию.
Метод радиоактивных изотопов достаточно часто использу-
ют для определения интервалов мемпластовых перетоков I 128 1
Сущность метода заключается в принудительной закачке порции
активированной жидкости в интервал перфорации с последующей
прямой и обратной промывкой сквамины водой с целью очистки
его ствола от осевших радиоактивных изотопов. Проведение
гамма-каротажа до и после закачки дает возмошность выявить
аномалии гамма-излучения, приуроченные, в основном, к пере-
точным каналам в затрубном пространстве.
Существенными недостатками метода радиоактивных изото-
пов являются сохранение в течение сравнительно длительного
времени высокого уровня гамма-излучения, сложность и трудо-
емкость, а иногда серьезная радиационная опасность работ.
Вследствие этого радиоактивные изотопы для оценки качества
цементирования скважин широкого применения пока не нашли.
Более широкое распространение для оценки качества це-
ментирования сквакин получил радиоактивный метод, основанный
на регистрации гамма-излучения, рассеянного веществом, нахо-
дящимся в затрубном пространстве [ 41. 42 1. Показания ГГК
определяются обратной зависимостью интенсивности рассеянного
гамма-излучения от плотности окружающей среды. В связи с
чтим при использовании метода ГГК для оценки качества цемен-
20
тирования выбор размера измерительного зонда и мощности ис-
точника излучения обусловлен, в основном, требованием обес-
печения малой глубинности исследования и исключением влияния
горной породы на его показания, Метод рассеянного гамма-из-
лучения обладает, в основной, чувствительностью к дефектам
цементирования объемного "-та (качали, пустоты-, заполненным
буровым раствором ил;; буферной жидкостью, составляющим болев
27. от площади сечения, заколонного пространства (для приборов
Г.ГДТ-2) ( 41 J или более 107. (для приборов ЦМТУ-t) ( 42 1.
Для обеспечения достаточной чувствительности метода ГГК
к дефектам цементирования плотное'И бурового и цементного
растворов должны отличаться более, чех на 0-3-0.5 г/см1*. При
благоприятных геологе-технических условиях (отсутствие экс-
центричности клптжы . «плегккаеерн-^мость-.плдок-плонв'я кон
струкция и т.п ) метол ГГК позволяет определить плотность
вещества за колонной с точностью до 0.2-0.1 г/см*, В случае
применение облегченных тампонажных смесей, эффективность ме-
тода существенно снижается ( 42 ). Также низка чувствитель-
ность метода к дефектам цементирования контактного типа
I 20’2 !, а интервалы перетока жидкости за колонной и места
негерметичности колонны методом ГГК вообще не выделяются.
По оценкам автора данной работы ( табл.1) эффектив-
ность метода рассеянного гамма-излучения (ГГК) составляет не
более 267.
Анализ зарубежного опыта показывает, что радиоактивный
метод исследований имеет весьма ограниченное применение для
контроля технического состояния обсаженных скважин в силу
вышеназванных причин.
1.3. Акустический метод оценки технического сос-
тояния обсаженных скважин и его ограничения
Акустический метод оценки цементирования и технического
состояния обсаженных скважин.в стандартном исполнении 1206)
основан на регистрации интенсивности продольной преломленной
волны упругих колебаний, распространяющихся по.колонне и по-
21
роде, а такте времени прихода этих колебаний, Высокая чувст-
вительность акустического метода к упруго-ппглощающим харак-
теристикам цементного камня позволяет иироко использовать
его для определения оптимальных сроков схватывания тампонаж-
ного раствора в конкретных геологических условиях, отбивки
верхнего уровня цементного кольце. На основе высокой чувст-
вительности акустического метода к контактным условиям раз-
работаны методики изучения качества цементирования при зада-
ваемом изменении давления в колонне [ 146, 164,.166 1, кото-
рые повышают разрешающую способность метода к дефектам раз-
личного тип? (контактные объемные' и позволяют выделять
интервалы счобиения по заколонному пространству. Кроме того,
имеется некоторый, пцаизводственный опыт применения акусти-
ческого метода для выделения заколонных перетоков и мест не-
герметичности колонн по интенсивности акустического шума,
вызванного потоком жидкости через чи дефекты герметичности
Г 14?, 19!? ],
Рядом исследователей ( 5. 13? 1 были показаны возмож-
ности использования динамических параметров низкочастотных
гидьовалн (волн Лэмба) для выделения проницаемых интервалов
з разрезе сквачин, что может также представая-ь определенный
интерес для пбнарукения негерметичностей колонны.
Описанные возможности акустического метода показывают,
что он является одним из универсальных и ьыссноинфирмативчых
методов оценки качества цементирования и технического состо-
яния обсаженных скважин.
Анализ условий эксплуатации и рчзульта-ов применения
акустической аппаратуры различных модификаций, в
различных регионах нашей страны на протяжении с 1978
по 1986 г.г, показал, что современной акустической аппарату-
ре массового применения и технологии ее использования прису-
щи существенные недостатки, которые значительно снимают воз-
можности акустического метода, Одним из таких недостатков
является ограниченный диапазон чувствительности к дефектам
цементирования контактного типа, что вынуждает проводить
трудоемкие измерения, свяэ'.ннне с изменением давления в ко-
лонне. Ограниченная чувствительность современной аппаратуры.
кроме того, вынуждает проводить исследования а сроки, опре-
деляемые темпом формирования цементного камня. Во многих
случаях .они составляет до 24 часов и более, а для некоторых
облегченных тампонажных смесей с органическими добавками мо-
гут достигать 5-10 суток, что существенно увеличивает сроки
и спины/ . строительства сквамин. Невелика разрешаю-
щая способность существующей аппаратуры по объемным дефектам
типа вертикальных каналов малой раскрытое™, а чувствитель-
ность ее к интервалам, заполненным несформировавмимся тамбо-
намннм раствором (вязко-пластическая стадия!, а также место-
оилинению негерметичностей и состоянию коррозии стенок об-
садной колонны является вообще предельно низкой. Применяемая
в настоящее время методика регистрации интенсивности акусти-
ческо тиазтигйчп.п 1 ,14,4 1 , чн позволяет, проводить, уверенную
идентификацию типов дефектов герметичности колонны и зако-
лонного пространства.
В силу изложенного эффективность акустического метода,
применяемого в современной модификации при статическом репн-
ые исследований, составляет по предварительным оценкам не.
более 25Z,' а в динамическом режиме (т.е. при задаваемом дав-
лении в колонне) она возрастает приблизительно до 35Z
(табл.I).
1.4. Задачи и пути повышения эффективности
акустического метода контроля техни-
ческого состояния обсаженных скважин
В определенной мере сложившаяся неудовлетворительная
ситуация несмотря на достигнутый общий прогресс в области
аппара7у|1но-мнтодичес.ких основ акустического метода является
следствием определенной недооценки необходимости' создания
специализированной аппаратуры и методики акустического конт
роля технического . отстояния обсаженных сквамин. Вопреки пи-
видовому опыту великих зарубежных Фирм некоторая часть ие
чественных спгни.тлистов придержиьа."ь1гт мнения о том, что '>,т
дачи контроля технического состояния пьсаженинх скв пин м<>
гут быть решены путем каротаже обсаженных скважин обычной
серийной аппаратурой АК, предназначенной для исследования
открытого ствола. Зто в определенной мере объяснялось отсут-
ствием глубокого и всестороннего анализа опыта применения
первых кодификаций серийных приборов акустического контроля
типа АКЦ. что привело к неизбежной недооценке информационных
воэыойностей этого типа аппаратуры. В результате такого под-
хода появилась целая гамма современной широкополосной аппа-
ратуру акустического каротажа с расширенными методическими
возможностями в областй наротаха открмтого ствола (АКН,
СПАК-6, УЗБА-21, AK-48t, AKS, Ш-2 и др.). Однако, это не
привело к соответствувцему прогрессу в области повышения эф-
фективности акустического метода контроля обсаженных сква-
жин. Такое положение объясняется отсутствием у существующего
большого парна акустической аппаратуры единой методической
основы, а танке соответствующего метрологического и техноло-
гического обеспечения, направленных на решение основной за-
дачи - эффективного контроля технического состояния обсадных
колонн нефтяных и газовых месторождений в различных геоло-
го-технических условиях,
Одним из первых, кто встал на путь создания и дальней-
шего развития отечественной специализированной аппаратуры
акустического контроля технического состояния обсаженных
скважин, был Б.И.Кирпиченко, который своими работами I 145,
148 I показал, что решение этой проблемы требует нестандарт-
ного подхода не только в компановке акустических зондов, но
также в методике измерений и технологии проведения работ.
Однако необходимо признать, что предложенный им подход не
всегда применим в условиях массового контроля, который тре-
бует оптимизации соответствующих технических и технологичес-
ких решений. Суть последних должна сводиться, как правило, к
созданию относительно простых и надежных технических средств,
которые в условиях массового применения обеспечивают макси-
мальную информативность на основе выбора более обоснованного
и помехоустойчивого ремчма измерений акустических параметров
различных типов волн в иироком диапазоне частот.
П последнее время значительное внимание разработчиков и
24
исследователей в области акустического контроля цементирова-
ния и технического состояния сиваяии уделяется вон; -ну уве-
личения эффективности метода, повншению на основе его данных
степени достоверности оценок герметичности заколонного про-
странства. Однако эти усилия носят, в основной, разрозненный
характер и направлены, как правило, на устранение отдельных
недостатков существующей аппаратуры и методики.
Была предложена, например, модификация сквакинной аппа-
ратуры, обеспечивающая направленный (коллимированный 1 прием
упругих колебаний с целью повышения ее разрешающей способ-
nwn»'»»-»ефв*т<м щментирований объемного типа i 154 >. Од-
нако, несмотря на очевидную оригинальность технического ре-
ме ния, аффект оказался незначительным против ожидаемого,
ггричинв'и -згто , нам бишп, •удачовлево. после тщательных .экс-
периментальных исследований I 54 1, явился необоснованный
выбор рабочей частоты акустических преобразователей.
С целью расширения диапазона .чувствительности серийной
аппаратуры по дефектам контактного типа была предложена ме-
тодика применения акустического метода в так называемом "ди-
намическом режиме", т.е, при принудительном изменении гид-
равлического давления в неперфорированной колонне [163,165).
Существенным недястатком этой методики является не только
сложность применяемого оборудования и значительная трудоем-
кость процесса, но, что самое главное, неконтролируемое ме-
ханическое воздействие на цементное кольцо, которое, как по-
казали исследования [ 52. 162 J. приводиг к необратимым на-
рушениям сплошности цементного камня и ухудшению изоляции.
заколонного пространства ( 234 1. При этом диапазон чувстви-
тельности и контактный дефектам расширяется незначительно,*
так как определяется, в основном, предельно допустимыми ра-
диальными деформациями колонны, зависящими обратно пропорци-
онально от диаметра последней [ 34 J, в то время как величи-
на контактных дефектов, в основном, прямо пропорциональна
диаметру колонны С 53 ).
С цель» повышения чувствительности акустической аппара-
туры к активным переточным каналам в затрубном пространстве
разработана и до сих пор внедряется разновидность исследова-
25 .
ния я "динамическом режиме” применительно к перфорированным
скважинам ( 144 1. По этой методике изменение давления в ко-
лонне передается через интервал перфорации в заколонное
Пространство. Если интервал перфорации сообщается с заколон-
ным пространством, то давление передается по атому каналу, и
происходит выравнивание давлений по обе стороны стенки ко-
лонны. Гит реакции акустического сигнала на эту деформацию
судят о Том, имеет место канал в затрубье или нет.
Существенным недостатком этой методики является то, что
передача .давления через канал в эатрубье не всегда будет со-
провождаться расходом жидкости по этому каналу. Флюидопрпво-
дящий канал должен быть, г пдней стороны , достаточно прони-
цаемым. а с другой - ..объект, с которым он сообщается, должен
обладать существенной приемистостью. При этом, если по капа
лу происходит переток флюида, то за счет падения давления
напора на канале [ 235 J восстанпнление давления за колонной
не произойдет и против поглощающего объекта деформация ко-
лонны не снимется.' Таким образом, при наличии переточных ка-
налов. особенно .. большим расходом, эффективность способа
снижается. При этом признаки наличия канала будут максималь-
ными вблизи интервала перфорации и уменьшатся по мере удале-
ния от него в сторону принимающего пласта. Таким образом,
эффективно будут выделяться каналы слабопереточные, либо во-
обще с отсутствием перетока.
Поскольку в основе рассматриваемого явления лепит раск-
линивающее действие Флюида на контакте цементного кольца с
колонной, обеспечивающее превышение вертикальной проницае-
мости цементного камня над его горизонтальной проницаемостью
( 144 1, то радиальную деформацию воспринимают, главным об-
разом, цементное кольцо и порода, механические свойства ко-
торых и определяют в конечном счете величину наблюдаемого
эффекта: при прочном цементном камне и породе (соль, карбо-
наты) величина деформации мала, а при малопрочном цементном
камне и породе (терригенная, песчано-глинистая) деформации
будут соответственно больие [ 145 1. По этой причине По ве-
личине наблюдаемого приращения амплитуд акустического сигна-
ла нельзя судить о степени сообщаемое™ по заколонному прос-
транству. что также спивает ценность рассматриваемой методи-
ки. •
От сида следует, что методика акустических иссле-
дований обсамекнмх сквамин 'как перфорированных. так и не-
перфорированных) в "динамическом режиме" не является универ-
сальным с. эдствоы повышенны чувствительности и разрешающей
способности. а имеет определенные ограничения принципиально-
го характера.
В качестве дополнительного средства, позволяющего более
надежно выделять активные заколонные перетоки и места негер-
метичности акустический методам (как уже указывалось в 1.3),
было предложено использование акустической аппаратуры в ре-
жиме шумомера, т.з. в качестве пассивного средства для ре-
гистрации низкочастотных колебаний шумового характера, воз-
никающих при турбулентном движении пластовых флюидов по раз-
личным ха налам вблизи и внутри обсадной колонны 1 .14?, 188,
240 ). Условие возникновения турбулентного потока осущест-
вляется при таком сочетании скорости, плотности и вязкости
жидкости с размерами канала, при котором безразмерный пара-
метр (называемый "числом Рейнольдса"), характеризующий это
сочетание, превысит некоторое критическое значение ( 209 1.
Из этого условия со всей очевидностью вытекает, что не вся-
кий поток в скважине комет служить источником шумового сиг-
нала. С другой стороны не всякий шумовой сигнал мощет быть
зарегистрирован приемными датчиками, так как всегда сущест-
вует определенный порог чувствительности регистрирующего
устройства. Из сказанного можно сделать вывод о том, что ре-
гистрация только шумового сигнала в обсаженной скважине не
может дать однозначного ответа о наличии или отсутствии дви-
жения жидкости в исследуемом интервале.
Была предпринята попытка повысить информативность акус-
тического метода исследования обсаженных скважин путем ре-
гистрации и обработки полного волнового сигнала с помощью
специальных регистрирующих устройств 1 7, 8 ]. Анализ полно-
го волнового сигнала, записанного в различных вариантах на
светочувствительный носитель (ВИ или ФКД) в сочетании с тра-
диционной формой аналоговой записи хотя и не повысил эначи-
27
твльно информативность акустического метода контроля цемен-
тирования, ни позволил, однако, уменьшить долю неопределен-
ных оценок' в наиболее сланных ситуациях I 123, 175 ], Пос-
кольку информативность акустического метода контроля цемен-
тирования определяется параметрами продольной преломленной
волны, то регистрация полной волновой картины в виде ВК или
ФКД играет, в основном, вспомогательную роль и дает только
дополнительные критерии для расшифровки возникших неопреде-
ленностей при интерпретации акустических цементограмм (2061.
Встречающиеся до настоящего времени среди ряда специалистов
попытки рассматривать записи ВИ или ФКД в качестве основных,
а не вспомогательных средств интерпретации нельзя признать
достаточно обоснованными при условии использования их только
как визуального образа акустического сигнала.
В связи с существенным прогрессом, достигнутым в пос-
ледние годы в области теории, методики и аппаратуры для
акустического каротама ( 130, 136, 159 1 наметилоя более
обоснованный подход к проблемам, связанным с оценкой качест-
ва цементирования и технического состояния обсаменных схва-
ти.
Так, авторы работы ( 4 ) вполне своевременно поставили
вопрос о применении для исследования качества цементирования
дквашин широкополосной аппаратуры акустического кароташа.
Однако, использование такой аппаратуры в модификации ЙКН
совместно с регистрацией ВК и ФКД хотя и позволило расширить
информативность акустического метода относительно характера
контакта цементного кольца с породой (месткий-скольэящийт на
отдельных участках разреза, но чувствительность к дефектам
объемно-контактного типа на границе с колонной оказалап не-
достаточной по сравнению с серийной аппаратурой (ЙКЦ-1, ЙКЦ-
4), Последнее момни объяснить значительно большей базой из-
мерений и регистрацией акустических параметров на более низ-
кой частоте по сравнению с серийными цементомерами ПО-12
кГц вместо 25-28 кГц 1.
Из приведенного выше анализа результатов применения
различных способов повышения эффективности акустического ме-
контроля Hi?ыбнтиробония и технического состояния слоду-
ет, что ни один из них не может претендовать на необходимую
полноту. Каилучший результат, как нам представляется, может
быть достигнут только при комплексном и всесторонне обосно-
ванном решении поставленной проблемы. Предлагаются
следующие пути повышения информативности акустичегкого мето-
да контроля технического состояния обсаженных скважин:
- расширить методические возможности акустического ка-
ротажа на основе изучения влияния различных дефектов техни-
ческого состояния обсаженных скважин, iаких как физико-меха-
нические свойства тампонаиннх смесей, прочность цементного
камня, дефекты цементирования объемно-контактного типа, не-
герметичности колонны и заколонного пространства и т.п,, на
кинематические, динамические и частотные свойства упругих
волн различного типа, возбуждаемых в обсаженной скважине в
широком диапазоне частот;
- обосновать основные технические характеристики и
конструктивную балу специализированного аппаратурно-методи-
ческого комплекса на основе акустического метода каротажа и
разработать предложения по созданию универсального парамет-
рического аппаратурного ряда, обеспечивающего аффективное
реиение поставленной проблемы в различных геолого-техничес-
ких, геолого-технологических и производственных условиях;
- разработать методику и средства метрологического
обеспечения специализированного аппаратурно-мет одического
комплекса;
- повысить эффективность и оперативность обработки и
интерпретации на ПЭВМ первичных материалов в виде аналого-
цифровых диаграмм либо ВК путем разработки и дальнейшего со-
вершенствования интерпретирующих алгоритмов и программ,
29
Г л а в а 2
ЗКСПЕРИИЕНТйЛЪНЫЕ И ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ
НЙ ПАРАМЕТРЫ АКУСТИЧЕСКОГО СИГНАЛА В ОБСАЖЕН-
НЫХ СКВПЯИНЙХ
Общим принципом решения поставленных в этой главе задач
является анализ экспериментальных данных на основе изучения
особенностей распространения акустического сигнала в широком
частотном диапазоне в моделях обсаленных сквамин и сопостав-
ление их с данными теории и скважинных наблюдений. При этом
с целью осуществления максимального приближения условий экс-
перимента к натурным, большая часть лабораторных исследова-
ний была выполнена на модельных установках с коэффициентом
геометрического подобия 1:1 I 129 ].
При моделировании различных состояний цементного кольца
свойства последнего контролировались в соответствии с требо-
ваниями регламентирующих доркументов 1 233 Контролю под-
вергались следующие физико-механические характеристики там-
понажной смеси и цементного камня: вязкость, растекаемость,
начало и конец схватывания, водо-цементное отношение, проч-
ность на излом и скорость упругих волн в образцах по мере
набора прочности, величина напряжения на контакте цементного
кольца с колонной. Упругие колебания различного типа возбуж-
дались в обсадных колоннах в широком диапазоне частот (5-40
кГц) с помощью разработанных для этих целей легко перестраи-
ваемых магнитострикционных преобразователей цилиндрического
типа 1 44, 45, 102 1.
Все измерения осуществлялись экспериментальными жестко
центрированными зондами, снабженными акустическими приеио-
иэлучающими преобразователями с круговой диаграммой направ-
ленности, предназначенными для возбуждения и регистрации го-
ловных преломленных волн. Прием упругих волн в широком диа-
пазоне частот (5-40 кГц) осуществлялся с помощью разрабо-
30
T.jinii; ’ сгс:;;:.'ьч,зо для -.тих ширлкспоасси'кч ii и.;.шика
на осн >ье сферической'пьеэокераиики ( 44 1 с круговой диаг-
раммой направленности ; горизонтальной и вертикальной плос-
костях. Физические модели раоиемалис»- с бассейне, заполнен-
ной водой с газиепами. во много раз превнмаммими длину волны
самых низкочастотных колебаний, применяемых б эксперимян-.
тальннх исследованиях. В процессе модельных исследований
воспроизводилась технология цементирования, максимально при-
ближенная к принятой на производстве. ? процессе исследова-
ний измерялась фазовая скорость и Фазовое затухание головных
преломленных вогн с помощью высокоточного генератора задер-
жанных инпуяьс.лт с точностью < 0.01 мкс. Все отсчеты выпол-
нялись способом дублирования: непосредственно с экрана ос-
циллоскопа и фотопленки, на которую фиксировался каждый мо-
мент отсчета по гогтветствумдим вступлениям полного сигнала
упругих волн. В случае необходимости изучения распределения
не е дно р о дно с ти .угр.цго-пог лодаюиих •свойств цементного кольца
чо окруккогли иьяонны применялся способ коллимации излучения
и приема упругих волн с помочью звукопоглощающих экранов.
При этом поворот измерительной системы по окружности контро-
лировался с точностью + I .
Подробно экспериментальные установки и принципы изме-
рения упруго-поглодавгих свойств тампонажных смесей и ценен-'
тов описаны в публикациях ( 54, 56, R0, 72. 75 J.
В тех случаях. кс.гл.о имитация скважинных условий с по-
мощью физического моделирования была трудно реализуема, осо-
бенны когда это относилось к учету влияния упруго-поглодаю- '
мих характеристик горной породы или состояния контакта це-,
мента с колонуой и породой, то приходилось прибегать к мотя-
иотическому моделировании Г 90 1.
2.1, Влияние структурно механических и проч-
ностных свойств цементного камня
Как известно, акустический метод контроля цементирова-
ния и технического состояния обсаженных скважин основан на
Л
эффекте преобладающего влияния цементного кольца в затрубном
пространстве на условия распространения акустического сигна-
ла по стенке обсадной колонны I 4. 206 ]. Сущность явления
заключается о том. что в случае отсутствия цементного кольца
за колонной, акустический сигнал распространяется по ней с
малым ослаблением, а при наличии цементного кольца ослабле-
ние резко увеличивается (в 30-40 раз). Однако практика акус-
тической цементометрии показала, что влияние цементного
кольца на ослабление акустического сигнала не всегда являет-
ся однозначным, было установлено [ 164 1, нарример, что
большую роль при этом играет напряженность контакта мевду
стенкой колонны и цементным кольцом. Значительное влияние на
затухание сигнала оказывает такие упруго-пластическое состо-
яние цементною камня , кеггоцнй, прохлгдит различные стадии
превращения по мере твердения иидкой фазы ( 22? ].
Анализ результатов акустического контроля цементирова-
ния, полученных в различных геолого-технических условиях,
показал, что в настоящее время отсутствует достаточно полно?
понимание механизма воздействия цементного кольца на процесс:
затухания акустического сигнала, распространяющегося по ко-
лонне, что в значительной степени затрудняет интерпретацию
каротажных материалов и является причиной неоднозначности
выводов при оценке состояния цементирования и изоляции зако-
лонного пространства.
Особенно большим пробелом является отсутствие достаточ-
но полных сведений о частотнозависимых свойствах изучаемого
явления. В некоторых работах.!. 158,159 ] были предприняты в
этом направлении попытки, однако при этом не были достаточно
полно учтены все особенности цементирования заколонного
пространства.
Я связи с необходимостью повышения надежности регистра-
ции уровня подъема цементного камня и определения различных
стадий его формирования в заколонном пространстве после за-
качки тампонажного .раствора были изучены особенности распре-
деления энергии акустических колебаний различного типа в об-
саженной скважине. Исследования проводились в широком час-
тотном диапазоне (5-40 кГц) на колоннах разного диаметра о
32
применением тампонажных смесей переменного состава. Изуча-
лось поведение динамических и кинематических характеристик
упругих волн, распространяющихся по колонне (трубные волны),
и упругих ноли, распространяющихся по жидкости (гидроволны),
Поскольку при акустическом методе контроле; измеряются
коэффицие. гы затухания либо относительные амплитуды сигнала,
распространяющегося по колонне (йк/йк ) и породе (йр/йр ),
го были исследованы и построены обобщенные зависимости, ил-
люстрирующие поведение относительных амплитуд акустического
сигнала на разных частотах в зависимости от акустического
сопротивления цементного камня и напряженности его контакта
с колонной. При этой контактные напряжения были исследованы
с помощью специальных микротонзодатчиков, расположенных по
периметру колонны вблизи контактной зоны. Результаты иссле-
дований приведены на рис. la. Анализ полученных результатов
показал, что процесс распределения энергии продольной волны
на энергию волны волны по трубе (йк) и энергию волны по по-
роде (йр1 зависит, главным образом, от соотношения менку
волновым сопротивлением воды, заполняющей колонну, и волно-
вым сопротивлением тампонажного раствора п эатрубье. При
этом влияние этого фактора уменьшается по мере снижения ра-
бочей частоты акустического сигнала. Цементное кольцо в эат-
рубье выполняет в этом случае роль акустически согласующего
слоя, влияние которого меняется по мере твердения цементного
камня.
На ранних сроках формирования наблюдается избирательное
прохождение продольных волн в области низких частот, а чэ
более поздних сроках - их прохождение становится более широ-
кополосным. Установленная закономерность была подтверждена
материалами исследований, выполненных позднее другими авто-
рами ( 179 - 181 ].
Сопоставление закономерностей перераспределения акусти-
ческого сигнала между колонной (йк) и породой (йр ) с величи-
ной контактных напряжений показывает, что по мере увеличения
прочности цемента растет напряженное состояние его контакта
с колонной с одновременным увеличением доли сигнала, прохо-
дящего за колонну (Ар) и уменьшением доли сигнала по колонне
(Ah').
При этой согласующее влияние цементного кольца на любой
стадии формирования цемента определяется значением рабочей
частоты акустического сигнала: чем ниие частота, тем лучше
согласование (доля йр растет, а Ак уменьшается) и наоборот.
По мере формирования структуры цементного камня разница в
со)ласующем влиянии цементного камня на разных частотах
уменьшается, стремясь с течением времени практически к нулю.
Приведенные зависимости показывают, что с понижением
рабочей частоты возрастает чувствительность акустического
метода к цементному кольцу малой прочности, находящемуся на
ранней стадии формирования. При этом разность показаний от-
носительных амплитуд сигнала на разных частотах, очевидно,
может служить показателем прочности цементного камня. Так,
для случая обсадной колонны 127x149 мм, зацементированной
тампонажными смесями различного состава, били получены зави-
симости для разности относительных амплитуд акустического
сигнала по колонне на двух частотах - высокой ( 30 кГц) и
низной ( 10 кГц) от времени твердения и прочности цементно-
го камня (рис. 16).
Полученные графики показывают, что уровень сигнала по
колонне связан с прочностью цементного камня за колонной.
При этом параметром, наиболее информативным относительно
прочности цементного камня, будет являться разность амплитуд
сигналов на двух частотах, нормированных относительно сигна-
ла но свободной колонне. В этом случае рост со временем амп-
литуды на высокой частоте ’относительно амплитуды на низкой
частоте для сигнала, распространяющегося по колонне, будет
являться признаком развития начальной стадии формирования
структуры цементного камня и, наоборот, снижение амплитуды
высокой частоты относительно амплитуды низкой частоты будет
являться признаком завершения этого процесса.
Анализ механизма описанного явления позволяет сделать
вывод, что цементное кольцо в затрубном пространстве выпол-
няет роль волнового согласующего слоя между колонной и поро-
дой в пределах широко! о частотного диапазона. При атом необ-
ходимым условием хорошего согласования является наличие
Я
Рис.la Зависимости относительных амплитуд акустическо-
го колебания в обсадной колонне ( Z ! 47 ми) от
времени фоомирования, волнового сопротивления и
прочности цементного камня для чистого цемента
на разных частотах.
Обозначения;
"1 - 5 кГц, 5 - 33 кГц.
др О - 15 кГц, 6 - 25 кГц,
ДР 3 - 25 кГц, Акг* 2 - 15 мГц.
св 4 - 33 кГц, Cft В - 5 кГц-
35
Рис.16 Зависимости отнссительних амплитуд акустического
колебания в обсадной колонне ( 0 147 ми) от вре-
мени формирования, волнового сопротивления и
прочности цементного камня
состава на двух частотах:
кой 30 кГц.
для смесей различного
низкой 10 кГц и высо-
Обозначения:
’1-цемент+СаС1 (1,5Х).
Л
2-цемент,
3-цемент+КМЦ(3Z).
билг
4-цемент+глина( 30Z),
5 -цемент <CaCt (1,5Z ),
_6 -цемент.
7-цемент+КМЦ(3Z),
8-цемент+глина(30Z).
36
местного (напряженного) контакта между колонной и цементник
кольцом.
Известно (51. что значительное влияние на затухание
низкочастотных гидроволн (волн Лэмба) в скважине оказывает
' вязкость бурового раствора. Бало предположено, что аналогич-
ное ВЛИЯН1-.: на динамику возбуждения этих волн может оказы-
вать вязкость тампонажного раствора, формирующегося в зако-
лонном пространстве. Были проведены экспериментальные иссле-
дования на модельных установках по изучению влияния струк-
турно-механических свойств тампонажного раствора на кинема-
тические и динамические характеристики гидроволн (в Т.Ч,
низкочастотных волн Лэмба). Результаты исследований приведе-
ны на рис, 2 1, 4. Изучение по ним поведения динамических
характеристик низкочастотных гидроволн (волн Лэмба) при из-
менении струдоно ме-ханических свойств тампонажнсй смеси за
колонной показывает, что на них оказывает определяющее влия-
ние соотношение поперечной упругости колонны и сжимаемости
жидкости внутри и вне ее.
В начальный момент времени (рис.2) при наличии сво-
бодной, незацеыентированной колонны, имеющей снаружи контакт
с водой, амплитуды гидроволн имеют максимальную величину.
При заливке колонны снаружи тампонажной сыесью условия воз-
буждения гидроволн внутри колонны меняются в связи с при-
сутствием снаружи тампонажной смеси высокой вязкости.и плот-
ности, что приводит к снижению поперечной жесткости колонны
за счет наличия снаружи большой иалоинерционной жидкой мас-
сы, которая активно демпфирует поперечные колебания колоннг.,
практически не препятствуя ее продольным колебаниям (переме-
щениям). Это приводит, в свою очередь, к резкому ослаблению
(затуханию) амплитудных (динамических) характеристик гидро-
волн. По мере твердения (консолидации) тампонажной смеси
последняя начинает превращаться в цементное кольцо, воспри-
нимающее поперечные колебания колонны и уменьшающее на них
свое демпфирующее влияние. При этом демпфирующее влияние це-
ментного кольца на продольные колебания, наоборот, возраста-
ет. Это хорошо иллюстрируется эависииостяыи. приведенными на
рис.2.
J7
Рис.2 Зависимость относительной аиллитцди и коэффициен-
та затихания гияроволни от Частоты и времени
твердения таипонайного раствора I сличав весткого
контакта На Границе с колонной.
Обозначения: i-7 нГц; 2-iu мГц; 3-12 кГц; 4-14
кГц; 5 - свободная колонна; а - зави-
симости для А(_: б - зависни ости для/ f
Таким образом, изменение граничных условий между колон-
ной и -аилонамнын раствором, происходящее в процессе его
формирования, приводит к перекачке энергии источника колеба-
ний упругих волн из СДИСГС типа колебаний в другое, что яв-
ляется одной из причин резкого роста, затухания одного вида
колебаний (напвимер. продольных) по сравнения с другими,
(например, гидроволнами). Сопоставление поведения динамичес-
ких параметров продольных волн и гидроволн в областях
ll-IIl. III-IY (рис. 3, 4) подтверждает вышесказанное.
Сопоставление стадии перехода тампонажной смеси из од-'
него состояния в дрогое по мере ее формирования с поведением
динамических и кинематических характеристик продольных волн
и гидроволн показало, что между ними существует тесная
связь, погорая позволяет определить по акустическим парамет-
рам, на какой стадии формирования в какдый конкретный момент
времени находится тампонажная смесь. При этом, как было ус-
тановлено, существенную рель играет состояние контакта фор-
мирующейся тампонажной смеси с внешней стенкой обсадной ко-
лонны (рис. 3. 4). Тип контакта (скольэяший-иесткий) влияет
не только на динамику изменения кинематических и динамичес-
ких характеристик гидроволн в зависимости от времени форми-
рования (набора прочности), но также приводит к возбуждению
высокочастотных составляящих (гармоник) сигнала, которые мо-
гут служить дополнительным признаком наличия контакта соот-
ветствующего типа (рис.46, кривая В).
Таким образом, приведенные экспериментальные результаты
показывают существенное влияние на динамические характерно-
тики продольных волн и гидроволн (волн Лэмба) прочностных, 4
структурно-механических и контактных условий На граниих
тампонажной смеси, формирующейся в заколонном пространстве.
Результаты выполненных модельных исследований позволяют
заключить, что по амплитудным характеристикам гидроволн оп-
ределенного типа (волны Лэмба) можно выделить интервалы, за-
полненные нес'формировавиимся тампонажным раствором, а по
амплитудным характеристикам продольной волны по колонне на
низкой частоте возможна регистрация , интервала присутствия
малопрочного цемента и уровня его подъема на более ранних
39
Рис.З Связь прочности цементного камня с относительной
амплитудой продольной (трубной) волны, возбувда-
емой на разных частотах на участке лестного и
скользящего контактов цементного кольца с колон-
ной: 0-1-полужидкое. вязкое состояние ТС; I-II -
вязко-пластическое состояние ТС; И-III - консо-
лидированное, малопро ное чосг"оя"И" iTC ’. I!1 т!v -
консолидированное, среднепрочное состояние ТС;
lY-oo- консолидированное, высокопрочное состоя-
ние ТС.
Обозначения: I, II, HI. 1У - точки излома хода
кривых; ТС - тампонажная смесь.
ОС
Рис.4а Связь прочности цементного камня с относительной
амплитудой гидроволн. воэбуедаемых и регистриру-
емом на различных частотах на участке «ссткогп
контакта цементного кольца с колонной.
Обозначения; I, II, III. IY - точки излома кода
кривим.
Рис.46 Связь прочности цеивитиого нами* с относительной
аиплитудо» гидромлн, возбиНаеинм и регистриру-
еймх на раэЛйчннх частотах на участие сиользяше-
го контакта цементного нольца с колонной.
Обозначение: 1. 11, tit, 1Y - точки излом хода
кривы*.
42
сроках (через 6-8 часов после заливки) по сравнении с грчия-
гыми на практике <18-24 часа». На основе установленных зако-
номерностей предложен елосоС спредедения внесли подъема
тампонамчей смеси и мест негодного вытесненич бурового
оаг-.сора С 118 1.
2.2. Влияние дефектов аеиекг.!раьание контакт-
ного типа
Ряд авторов п своих теоретичен них работах проанализиро-
вали механизм за гикания волны по зацементированной колонне
при различным уелчеиях контакта цемента с колонной [2S.1S81.
При этом рассматривались, в основном, только два крайних
случая: жесткий контакт и скользящий.
Однако в практике -цементирования скважин первый тип
контакта в чистом виде мало вероятен, так как Формирование
контакта происходит между неидеальнс гладкими поверхностями
иемеятз л .слинки колонны. Так. например, шероховатость на-
ружных стенок । /ладны >. труб, доставляет от 5 0 до 300 мки и
зависит от технологии изготовления и микроструктуры применя
оного металла. При этом с увеличением диаметре трубы шерохо-
ватость растет. Зависимость величины шероховатости стенок
обсадных труб от их диаметра, определенная согласно
Припятей в машиностроении методике [ 9 ], приведена на
рис.об, Зернистость цемента гоже колеблется в весьма широких
пределах и составляет от 10 да 80 мкм. Кроме того, сам по •
себе процесс твердения цемента подвержен влиянию большого
количества Факторов, например, таких как химический сослав
клинкера, температура, влажность и т.п., от которых зависит
скорость образования структуры цемента, темп набора прочнос-
ти, усадочные деформации и пр., в конечном счете влияющие на
плотность контакта цемента со стенкой колонны.
Таким образом, площадь контакта цемента с колонной мо-
жет варьировать на практике в довольно широких пределах: от
отсутствия контакта Гт.», скользящего) до напряженного (т.е.
жесткого) контакта. При этом напряженность и площадь контак-
rj
та являются, очевидно, параметрами взаимосвязанными и зави-
сят в значительной степени от прочности цементного камня
[ 164 1. являющейся производной от нескольких факторов.
Кольцевой микрозазор на границе цементного камня со
стенкой обсадной колонны является одним из наиболее расп-
ространенных дефектов цементирования. Однако широко исполь-
зуемое понятие "зазора” на границе цемента с колонной необ-
ходимо понимать условно, так как дейстьительюг'о .зазора в
общепринятом нанимании, как правило, не образце тся, а. су-
ществует некоторое наоукение контакта между пси-еохн&стяии с
достаточно большими неоднородностями ( шероховатостями ). при
котором раскрыгость нарушения в некоторых случаях может, быть
даме меньше шероховатости. С этой точки зрения скользящий
контакт соответствует раскрытого равней или большей макси-
мальной шероховатости контактирующих поверхностей, а жесткий
контакт - раскгытости меньшей минимальной шероховатости.
Наличие кольцевого микрозазора ухудшает условия прохож-
дения' сигнала в породу ввиду возрастания коэффициента отра-
жения акустической энергии на контактной границе, при этом с
понижением частоты акустического сигнала коэффициент отраже-
ния уменьшается, и вместе с тем снижается влияние кольцевого
чикроэазора, т.е. чувствитольность акустического сигнала к
кольцевому зазору уменьшается с понижением рабочей частоты.
Очевидно, что в этом случае разница в коэффициентах прохож-
дения акустического сигнала на разных частотах может слупить
критерием величины кольцевого микролазора. Кольцевой микро-
зазор на границе цемента с колонной может возникать на раз-
ных стадиях Формирования цементного камня. На ранней стадии
он может возникать, из-за недостаточной величины усадочной
деформации цемента (разд.2.1). либо в связи с механичес-
кими деформациями колонны, вызнанными воздействиями на нее
механических нагрузок либо гидростатического давления.
Воздействие контактного напряжения, возникающего в про-
цессе формирования тампонажных смесей различного состава' на
процесс перераспределения энергии упругих волн между трубной
волной । йк) и волной по породе (. йр) хорошо иллюстрируется
графиками, приведенными ранее на рис.1. Изучение влияния
‘V-t
контакта переменной плотности было выполнено на специальной
гидравлической установке, обеспечивающей образование пере-
менного микрозазора контролируемой раскрытое™ на границе
цемента с колонной.
Результаты экспериментов в виде графиков представ-
лены на рис.5а. По поведению графиков видно, что величина
микрозазора оказывает значительное влияние на амплитуду
сигнала по колонне - йк. Это влияние является максимальным
для каждой частоты в определенном диапазоне раскрытое™
зазора. С уменьшением частоты область.максимального влияния
смещается в сторону б/льших кольцевых зазоров. Для каждой
частоты можно установить две предельные величины зазоров,
чувствительность к которым является минимальной;одна из них
лежит в области малых зазоров, другая - в области больших.
Так для частоты 8 кГц область максимальной чувствительности
от '.00 ыкм до 200 мим, для частоты 10 кГц - от 50 мки до
160 мкм, а для частоты 3? кГц - от 10 мкм до 100 мки. Таким
образом, расширение частотного диапазона в область низких
частит позволяет увеличить предельную величину измеряемого
кольцевого зазора. Пользуясь полученными зависимостями и
отсчетами амплитуд на разных частотах мощно установить
приближенную величину кольцевого зазора между цементом и
колонной.
Зависимость описанного явления от частоты можно объяс-
нить тем обстоятельством, что с понижением частоты возбуж-
даемых колебаний растет их амплитуда. Так, например, для
случая плоской гармонической волны амплитуда колебаний выра-
жается посредством зависимости вида ( 15 1:
А " ‘ 1 1
где:4О- круговая частота, (рад/cl; (У сила звука, Вт/м ;
Р - плотность среды, кг/м ; С. - скорость звука, м/с.
При этом, поскольку головная продольная волна в наруж-
ным слое цемента может низбуждчться, в основном, путем пере
дачи энергии продольных колебаний от стенки колонны к слоь
цемента за счет взоиипд-йстьия '.оприкамвних> я поверхно; тей.
i О
Рас.5а Заляс»*остк атнаыпелкно» величмш момтуям сигнала те каляпае п аелачтн!
млваяч аияроэазора на границе ценента с жвлошо* ара раэиы рабечмх частотах
м test 2.0-2..5 а.
W рквмх - рабечаа частвта азлучвтем*.
испытывающих колебания продольного типа, то эффективность
передачи колебательной энергии будет, очевидно, зависеть от
соизмеримости амплитуды колебаний с величиной шероховатости
стенок. Чем больше амплитуда колебаний по сравнению с шеро-
ховатостью, теы выше эффективность передачи энергии. Учиты-
вая, что среднее значение силы звука для магнитострикционно-
го излучателя аппаратуры акустического каротажа равно 5 10
Ит/мг [ 28 ], амплитуда колебаний станки обсадной колонны,
согласно приведенной формулы (1), составит около 120 мкм на
частоте 10 кГц и около 40 мкм на частоте 30 кГц. По этой
причине эффективность передачи акустической энергии на низ-
кой частоте будет выше. В случае, если амплитуда колебаний
соизмерима или меньше шероховатости контактирующих поверх-
ностей, то эффективность передачи энергии соответственно
уменьшается.
На основе анализа полученных данных был предложен спо-
соб оценки величины раскрытия микрозазора в пределах от 10
до 200 мки на границе цементного кольца с колонной акусти-
ческим методом [ 103 ] путем измерения величины относитель-
ных амплитуд продольной волны по колонне на разных частотах,
для чего было получено семейство палеточных кривых (рис.5а).
Как следует из работ некоторых исследователей (30,1641,
а такие из зависимостей, представленных на рис.1а, между на-
пряженным состоянием контакта на границе цементного кольца с
колонной и прочностью цементного камня существует определен-
ная взаимосвязь: более прочный цементный камень образует,
как правило, более напряженный контакт, вызванный ростом
"обжимающего усилия" по мере гидратации тампонажного раство-
ра. При этом плотность контакта варьирует в широких пределах
за счет значительной неоднородности (шероховатости) контакт-
ных поверхностей.
. Учитывая известную взаимосвязь упругих и механических
свойств цементного камня ( 228 I, а также установленную воз-
можность определения величины' контактных дефектов путем
. равнения замеров, выполненных на разных чагтотах (рис.5а),
были проведены исследования но изучению связи остаточных
деформаций цементного кольца с его прочностными характерис-
'H1
Целесообразность решения поставленной задачи диктуется
необходимость» оптимизации таких основных технологических
процессов как операция 03U и опрессовка колонне, несовер-
шенство которых нередко является основной причиной нарушения
изоляции заколонногс пространства i 227. 234 1.
В ходе эксперимента изучались ост отечные деформации ив-'
менгнего кольца на границе цемента - колонной по величине
регистрируемого сигнала пс колонне на двух частотах (йк) для
различных видов 'ампонажной смеси и различных типов опалубки
(жесткая, мягкая!. Рассматривалось влияние различие о по
прочности контакта цемента с колонной (пленка масла на стен-
ке трубы1 на возможность' контроля нарушения целостности це-
ментного кольца под влиянием опрессовочных давлений.
В хода исследований проводилось измерение во времени
изменений скорости звука и прочности на изгиб образцов из
тампонажной смеси по известной методике [ 233 ], которые со-
поставлялись с результатами исследований, выполненных акус-
тическим зондом на модельной установке.
Сопоставление разности относительных амплитуд Йк. полу-
ченных для различных условий заливки на разных частотах при
максимальной задаваемой радиальной деформации трубы (порядка
60-80 мкм), с прочностью контрольных образцов позволило по-
лучить зависимости (рис.6), подтверждающие существование та-
кой связи.. Из графиков видно, чтс по мере набора прочности
разность относительных амплитуд уменьшается. Причем для
гельцементной смеси (кривая 2) разница значений много мень-
ше, чем для чистого цемента той же прочности. Аномальный ход
кривой 3 связан с нарушением целостности цементного кольца,
вызванным предельно упругими деформациями трубы.
Приведенные на рис.6 зависимости позволяют оценить
прочность цементного камня, за обсадной колонной по разности
остаточных деформаций, зарегистрированных на двух частотах -
высокой и низкой при максимальной задаваемой деформации ко-
лонны. Этот способ можно рассматривать как динамический ва-
риант описанного нами ранее статического способа (рис.
5а). к которому он является существенным дополнением, так
'<9
Рис - б Зависимость разности относительних значений сиг-
нала по колонне на двух частотах от прочности це-
ментного камня при одной (предельно максимальной)
задаваемой деформации трубу.
Обозначения: ! - чнстнй цемент’, 2 - гельцемент;
3 - цементное кольцо из чистого цемен-
та с трешиной.
50
как применим, в основном, на поздних сроках формирования.
Известный в литературе вариант динамического способа оценки
прочности цементного камня в обсаиенных скважинах ( 142 1
основан на применении запредельных деформаций колонны и це-
ментного кольца под влиянием перфорации, что едва ли монет
получить чрокое применение из-за сложности учета степени
такого воздействия.
Изучение влияния прочностных свойств цементного камня и
напряженности его контактов (контактных условий) на границе
с колонной похавало, что они оказывают практически сходное
воздействие на распространение акустического сигнала разной
частоты по стенке обсадной колонны. При атом основным крите-
рием этих условий является величина разности амплитуд на
двух частотах - высокой и низкой (рис.1.5.6), а средством
их распознавания - динамика поведения разности амплитуд во
времени. На ранних сроках формирования цементного камня
(включая упруго-пластичную стадию превращения [ 228 J) ос-
новную роль играют прочностные свойства цементного камня, а
на завершающих поздних сроках формирования (упругая стадия
превращения) существенное влияние принадлежит усе контактным
условиям.
На основе полученных зависимостей был предложен способ
опрессовки обсадных колонн, основанный на постепенном (сту-
пенчатом) увеличении опрессовочного давления при одновремен-
ном контроле процесса релаксации напряжений акустическим ме-
тодом [ 104 ).
большой интерес для практических целей представляет
изучение влияния контактных условий на границе цементного'
кольца с колонной и породой на кинематические и динамические
параметры низкочастотных гидроволн (волн Лэмба) в зависимос-
ти от состояния упруго-поглощающих свойств горних пород и
прочностных характеристик цементного кольца. Поскольку с по-
мощью физических моделей практически невозможно воспроизвес-
ти все наиболее важные варианты граничных условий, встречаю-
щихся на практике в реальных обсаженных скважинах, были про-
ведены теоретические расчеты с целью изучения их влияния на
закономерности поведения кинематических и динамических ха-
Я
рактеристик волн Дамба. При атом часть расчетов выполнялась
для условий реальных моделей с целью сравнения результатов
теоретических исследований с данными экспериментов.
В качестве исходной модели, использованной для теорети-
ческих расчетов, рассматривалась модель, представляющая со-
бой набор коаксиальных цилиндрических слоев, находящихся в
безграничной среде с заданными упругими свойствами. Внутрен-
ний цилиндр соответствовал скванинной иидкости, первый ци-
линдрический слой - обсадной колонне, второй - цементному
кольцу.
Волновое уравнение, описывающее поведение упругих ха-
рактеристик среди в этих условиях записывается в цилиндри-
ческой системе координат (t, 2,S>. Источник и приемник уп-
ругих волн находятся в этом случае непосредственно на оси
сквамины. при этом координаты источника соответственно равны
П = 0; 2 -- 0. Продольные 'Л и поперечные потенциалы
волнового поля, воэбумдыемого в цилиндрической модели среды,
удовлетворяют следующий уравнениям двинения ( 158 1:
( 2 )
где; S (t.t, Z) - функция, описывающая форму импульса источ-
ника.
где; - скорость продольных волн;
- скорость поперечных волн;
и it - внутренний и внешний радиус трубы;
внешний радиус цементного кольца.
Решение уравнений <"2. 3) находится путем последователь-
ного применения интегральных преобразований Лапласа по вре-
53
иени и Фурье по координа^е^ и имеет вид:
’ +<ю . 4-9D .
fe/ , 7 !(.&<
t4)
где: ^,.^. И4. Кд - модифицированные функции Бесселя;
й) - круговая частота;
К - волновое число, ! гЗ
-
S ( W ; - спектр источника.
Выражения ( 4 ) для потенциалов и подставля-
ется в граничные условия, в которых используются известные
формулы, представляющие смещения и напрящения через эти по-
тенциалы I )5б
В результате выполненных преобразований может быть по-
лучена однородная система линейных уравнений от неизвестных
коэффициентов, входящих в выражения Для и V*,’ . Чтобы
эта система имела решение, ее определитель долдон быть
равен нулю. Это условие позволяет получить дисперсионное ’
уравнение: t
Л ( К, U ) = 0 ( Ч )
где: К - волновое число. U - фазовая скорость упругих волн.
Корни этого уравнения соответствуют различным собствен-
ным колебаниям, возникающим в выбранной цилиндрической моде-
ли.
Для вычисления корней дисперсионного уравнения ( 5 ),
соответствующих волне Лэмба,.был использован известный метод
Ньютона для n-мерного пространства (157 1.
В качестве начального приближения к величинам значений
У)
корней уравнения на низких частотах для волны Лэмба фазовая
скорость была равной 0.9 Up. При увеличении волнового числа
в качестве начального приближения выбирался корень, найден-
ный при меньшем значении К. Известно [ 150, 156 ), что корни
дисперсионного уравнения в общем случае являются комплексны-
ми: при этом фазовая скорость Лэмба определяется действи-
тельной частью корня U$=keU. а величина мнимой части корил
связана с величиной затухания на единице расстояния через
выражение ( 5 ):
~ cuvf ' (6 ’
где: J'- частота уцругих колебаний.
На границах раздела коаксиальных упругих сред, разгра-
ниченных цилиндрическими поверхностями, с радиусами соответ-
ственно равными Ъ Ъ и , контакт между ними почет быть
двух типов - жестким либо скользящим, в соответствии с этим
рассматривались следувдиг сочетания граничных условий:
I ) жесткий контакт трубы с цементом и цемента с породой
( а - ж );
с! скользящий контакт трубы
;ак< цемента с породой г с - и )
3) жесткий контакт трубы с :
такт цемента с породой ( ж - с )
4) скользящий контакт требы
с цементом и жесткий кон-
двментои и скользящий кон-
с цементом и цемента с по-
родой I с - с ).
Были проведены расчеты значений скоростей и затуханий
волн Дамба. При этом выбирались упругие параметры жидкости,
иеталла колонны и цемента, соответственно равные: U = 1500
м/с; £ * ЮС кг/м*:' UP< = 5500 м/с; Us^ = 3?50 м/с; --
7800 кг/и' : Upz - 2500 м/с: Usz - 1730 м/с; - 2000 кг/мЛ
Размеры колонны выбирались равными: внутр. - 0.065 м,
С внеш = 0.074 м, размеры цементного кольца f Q* = 0.И м )
смранялись постоянными. Варьировались также скорости упру-
гих волн в окружающей среде и типы контактов на границах
разделов колонна - цемент - порода.
При расчетах выбирались следующие параметры высокоско-
54
Рис.7 Графики зависимости скорости VJ*1 и затухание «Сс
волны Лайба от частоты и типа контактов на гра-
ницах труба - цемент - порода для высокоскорост-
ной среды.
Обозначения: V* - фазовая скорость волны Леиба;
eCL - коэффициент затухания; контакты:
в-в - весткий контакт; в-с - весткий-
скользямий.
Рис.8 Графики зависимости скорости ViT и затухания
волны Лзыба от частоты и от типа контактов на
границам труба - цемент - порода для низкоско-
ростной среды,
Обозначения: Vu - фазовая скорость волны Лэмба;
м£й - коэффициент затухания: контакты:
с-М - снользЯыий-месткий; с-с -сколь-
зяцИй-сКоЛьзяуий.
Рис,9 Графики зависимости скорости и затухания/ь
волки Лэмба в экспериментальных моделях обсаяен-
ной сквамины от параметра Кч:
31 - экспериментальные данные по модели N 1;
32 - экспериментальные данные по модели N 2:
Т1 теоретические расчеты по модели N 1;
Т2 - теоретические расчеты по модели N 2.
ростной среаы: Р - 2000 кг/м^: Орз - 5000 м/с: Идэ - 3500
м/с .
R случае низкоскоростной средн ее параметры были соот-
ветственно следующими.’ Р - 2000 кг/м : Орз - !000 м/с; Uss -
700 м/с. 3
Для проверки правильности выбранного для решения задачи
математического аппарата было выполнено сопоставление экспе-
риментальных данных для двух моделей с теоретическими расче-
тами в тех не условиях.
Описание модельных установок: „
- Модель N 1 - представляет собой обсадную колонну с
внутренним и наружным диаметрами, соответс:венно равными
130x14В мм. снабженную снаружи цементным кольг.лм с внешним
диаметром 240 мм. имеющим жесткий контакт с колонной:
- Модель К 2 - представляет собой обсадную колонну с
внутренним и наружным диаметрами, соответственно равными
130x145 ми, и не имеющую снаружи цементного кольца.
Материал моделей характеризуется постоянством физико-
механических характеристик цементного камня ( J' ц = 2000
кг/м3: Ъ'ц - 2500 м/с; Оц - !?53 м/с) и металла колонии ( Рк =
7800 кг/м'1; Ук - 5500 м/с; Ок = 3250 м/с), а также стабиль-
ностью их геометрических (габаритных) размеров ( 2вн - 0,065
м; ^внеш - 0.074 м; Чцк - 0.120 м’.
Результаты выполненных теоретических расчетов кинемати-
ческих и динамических параметров волн Лэмба и сравнение их с
экспериментальными данными приведены на рис. ?. S, 9.
йнализ полученных зависимостей показывает, что в высо-
коскоростных средах частотная дисперсия практически отсутст-
вует (рис.7). а в низкоскоростных средах с ростом частоты
скорость уменьшается (оис.8). Тип контакта (жесткий-скользя-
щий) слабо влияет на скорость волны Лэмба - различия, выз-
ванные типом контакта, начинают проявляться для выбранных
моделей на частотах выше 20 кГц, Голее существенным является
влияние типа контакта на величину затухания волны Лэмба:' так
скользящий контакт уменьйает коэффициент затухания, а жест-
кий - увеличивает. Этот эффект i для скользящего контакта)
обнаруживается, о гсновном, на высоких частотах, причем в
53
случае еасокосиоростных сред он проявляется на частотах свы-
ше 15 кГц, а для низкоскоростных - на частотах свыше 13 кГц.
На рис.'З приведены для сравнения графики зависимостей
скорос-и UL И затухания волны Лзыйа для эксперименталь-
ных результатов, полученных на физических моделях, И тех ме
паране;poi - полученных путей теоретических расчетов в усло-
виях. ^алогичных модельный.
Как показывают результаты сопоставления сходимость тео-
ретических (расчетных) и экспериментальных значений скорости
и затухания волн Лэмба вполне удовлетворительная. Резкий
скачок скорости и затухания на экспериментальных кривых при
К :• 1.5 ( что .... :nt iLisyc-i чаг.татаи 22-30 кГц) обьясняется
началом регистрации несколько иных по природе - так называе-
мых пт.ытдачлзечтъ-ких чдлн,. расчет поведения которых от час-
тоты пока не получен.
2.1. Влияние дефектов цементирования объемного
типа
Одним из распространенных дефектов цеыентного кольца
является вертикальный канал, который образуется при различ-
ных благоприятных условиях, которые подробно обсуидены
ранее (см.1.1). Однако, для акустического метода существует
неоднозначность выделения нарушений этого типа, особенно, на
Фоне других дефектов иного характера I 200 1 (кольцевые мин-
роэазоры, разрывы сплошности, малопрочные цементы и т.п.’.
Такая задача является Достаточной актуальной, так как связа-
на с спродслииисм ИС1ИШШЛ iipHiHn нарушений изоляции. При
этом желательно решить эту задачу с помощья только акусти-
ческого метода в процессе непрерывного каротажа без привле-
чения дополнительных исследований (изотопы, термометрия,
акустические и<следования при задаваемом давлении 1 165 1 и
т.п. э, что значительно повысит оперативность исследований и
снизит стоимость ремонтно-изоляционных работ, особенно, в
условиях разведочного пурения,
С зтой цец.ю экспериментальным путем была исследована
возможность определения дополнительных признаков наличия ка-
нала на основе изучения особенностей амплитудно-частотного
спектра акустического сигнала в обсадной колонне с дефектом
этого типа с помощью применения при модельных исследованиях
акустического зонда с более широкими метрологическими воз-
можностями по сравнении со стандартными.
Регистрация акустических параметров проводилась для
сравнения интегральным (обычным, ненаправленным) и дифферен-
циальным (направленным) зондами. При этом предполагалось,
что разрешающая способность дифференциального зонда окажется
существенно выше. После анализа результатов измерений было
установлено, что разрешающая способность дифференциального и
интегрального зондов в значительной мере определяется отно-
шением длины водны упругих волн Л* линейной раскрытое™ ка-
нала ^кв цементном камне: при этом, чем меньше величина
этого отношения, тем выше разрешающая способность дифферен-
циального зонда. Однако, при величине отношения, равной
Л /^к 0,5:0.8 разрешающая способность интегрального зонда
будет в 1.5 раза выше, чей ц дифференциального зонда. И
только при величине отношения Jt / ^к < 0.1 разрешающая спо-
собность дифференциального зонда возрастает и становится
больше, чем у интегрального (рис.10).
1 Таков поведение объясняется явлениями дифракции упругих
волн на границах канала, что приводит к сложному распределе-
нию интенсивности упругих волн, распространяющихся вдоль ко-
лонны (трубных волн). При этом, чем соизмеримое величина ка-
нала с длиной волны, тем больший перепад в распределении ин-
тенсивности колебаний наблюдается по периметру колонны, что
неизбежно приводит к снижению разрешающей способности дь’Рфе-
ренциального зонда по сравнению с интегральным (рис.11).
было также установлено, что наличие канала в цементном коль-
це отмечается возбуждением высокочастотной составляющей ос-
новного низкочастотного сигнала, интенсивность которой про-
порциональна раскрытое™ канала-. Это явление позволяет су-
щественно поднять чувствительность интегрального зонда к ми-
нимально различимой раскрытое™ канала, которая в случае
плотного контакта цемента с коленной составляет около 20°
б С!
i а аооя/ц)
Л А (МП *Гц;
lftpad
ис.10 Относительная дифференциация продольной волны Ок
от величины раскрытия канала.
Обозначения: 1, 2, 6. 1 - избирательный зонд: 3.
8, 9, 10 -интегральный зонд; 5 -уро-
вень омибок: 4 -уровень помехи от не-
равномерности стенок колонны.
61
град, (рис, 12).
Из графика следует, что с увеличением раскрытиг канала
растет доля ВЧ-составляющей 25 кГц) низкочастотного сиг-
нала ("0 кГц). Обнаруывнное поведение НЧ-составлявыей пред-
ставляет определенный интерес в связи с тем. что ее природа
более однозначно связана с наличием канала в цементном коль-
це. При этом разрешающая спосо«иость амплитуды 04-составляю-
щей по величине канала достаточно велика ^дифференциация от-
носительно Y - (I составляет: при F - 20 - 1.16, а при -
30* - 1.3 раза), что позволяет рассчитывать на более надея-
ное выделение дефекта типа вертикального канала на фоне дру-
ги* нит/ушкиЧ. цякайтногл.кольца (например, микрозазоры, тре-
щины, разрывы сплошности).
Была танке ус тановлено, что по мере, увеличения угла
раскрытия канала У меняются время нарастания сигнала н
до некоторого максимального значения и крутизна нарастания
переднего фронта продольной волны по колонне tgj- . были по-
строены соответствующие зависимости для 04- и НЧ-составляю-
щиХ сигнала (рис.12). Из полученных графиков следует, что по
мере увеличения раскрытое™ канала указанные параметры Для
различных составляющих сигнала ведут себя сходным образом:
Гн - уменьшается, a tg 4 - увеличивается. Несколько иным
является поведение параметра Гн для НЧ-сигнала: он'сначала
растет (при изменении У до 200-320°), а затек (в свободной
колонне) резко уменьшается (кривая (II). Параметр tgT при
этом несколько возрастает (кривая 3).
Приведенные зависимости представляют собой дополнитель-,
ные параметры, регистрация которых позволит получить более
надемные критерии для распознавания сообщающихся каналов*
различной раскрытое™ в цементном кольце. При этом наиболь-
»ей дифференциацией по отношению к углу раскрытия обладает
параметр tgТ для 04 сигнала.
Объяснение некоторых из полученных зависимостей (рис.
12, графики 1, If) В03М01Н0 с точки зрения теории излучения
колебательных систем, когда закономерность нарастания амп-
литуды излучаемого сигнала описывается выражением вида
[ 220 ): .
63
Рис.12 Зависимость амплитудно-частотных особенностей
вирокополосного акустического сигнала от угла
раскрытия канала в цементном камне.
Обозначения: X н - время нарастания сигнала;
toy - крутизна нарастания; Jf -угол
раскрытия вертикального канала в
цементном камне;
а - порядок отсчета параметров ?н
и ty у акустического сигнала;
б - вид сигнала, осломненного ВЧ-
составлявцей.
Г C=---------• <71
где: - время нарастания колебаний системы; в - масса си-
стемы: PC - сопротивление излучения.
В на эм случае увеличение раскрытия канала приводит к
уменьшению массы системы в, а сопротивление излучения
увеличивается из-за устранения цементного кольца, выполняв-
шего роль согласующего слоя. Оба эти фактора приводит в со-
вокупности к уменьшении времени нарастания сигнала Сн.
На основе обнаруженного явления был предложен способ
выделения каналов в цементном кольце ( 112 ],
Большой интерес представляет собой изучение влияния
свойств цементного кольца на кинематические характеристики
продольной волны, распространявшейся по системе цемент - ко-
лонна.
По данным выполненных экспериментальных исследований на
рис.13 приведены результаты измерения скорости в зацементи-
рованной колонне на Низкой ( А'8 кГц) и высокой частотах
(А-25 кГц). Из анализа приведенных зависимостей следует, что
скорость в зацементированной колонне на низкой частоте зави-
сит от угла раскрытия канала в цементном камне.
Полученный результат позволяет предположить, что в дан-
ном случае мы имеем дело с возбуидениеы определенного вида
колебаний, который характерен для распространения упругих
волн в двуслойных или многослойных системах - так называемых
обобщенных (или биморфных) волн.
Впервые серьезное экспериментальное и теоретическое
изучение свойств обобщенных волн было выполнено' Ризничеико
В.В. 1 214 1. который проводил исследования на плоских би-
морфных моделях, составленных из слоев с различными упругими
и скоростными характеристиками. В случае модели, используе-
мой в приведенном эксперименте, имеет место цилиндрическая
биморфная система: колонна - цементное кольцо со свободной
внешней поверхностью, граничащей с водой.
В процессе исследований эмпирическим путем было ус-
тановлено, что обобщенная волна в выбранной системе мовет
65
Рис.13 Зависимость скорости звука в системе колонна-цемент от угла раскрытия канала
Обозначения: а - сечение модели: 1 - колонна; 2 - цемент; 3 - скорость на час
25 кГц; скорость на частоте 8 кГц: по измерениям - 4, по теории -
о те
быть возбуждена на маститах, соответствующих соотношение
/об Ci 0.1 Уоб / hF ( 8 )
где: Уоб - скорость обобщенной волны; - суммарная толщи-
на слоев.
ото выражение показывает, что скорость распространения
упругих колебаний в системе колонка - цементное кольцо (Уоб)
определяется суммарной толщиной контактирующих поверхностей
( h колонны + h цемента ) и значением собственной частоты
обобщенных колебаний г if об) этих слон». Для наших условий
- 4 см, a UgS = 4000 м/с (см.рис.13, 'р = 0), тогда ^об=
10 кГц. Невыполнение этого условия послужило основной
причиной отсутствия до недавних пор экспериментального под-
тверждения выводов работы [ 159 j о зависимости скорости
звука в системе колонна - цементное кольцо на частоте 25-30
кГц о' толщинй тпт.тетН'ет>о.
Для проверки полученных экспериментальных данных
был проведен вывод теоретической зависимости скорости обоб-
щенной волны - Uo6 от угла раскрытия канала в цементном
кольце I 55 1.
Формула для скорости обобщенной волны в том виде, в ка-
ком сна была предложена Ризниченко В.В. не может объяснить
полученную зависимость, так как не учитывает в явном виде
влияние площади сечения соприкасающихся слоев. Однако на ос-
нове этой Формулы можно получить выражение, позволяющее
учесть этот фактор. Если в случае плоской бимсрфной модели
введем параметр ширины слоя, то формула Ризниченко К).В. при-
мет следующий вид
"И ~ п .ж \
Л •’4 Cj + А «->? ^-1
ел**!'
где: J3- плотность материала слоя: S - площадь сечения слоя;
С - скорость звука в слое.
В случае цилиндрической биморфной модели (рис.13) пло-
щадь сечения будет, очевидно, определяться углом раскрытия
канала в цементном кольце. При этом, если угол раскрытия ка-
67
нала равен , то площадь сечения цементного кольца можно
выразить в виде:
( 10 )
Учитывая, что площадь сечения обсадной колонны опреде-
ляется выражением
( п >
подставим ( 10 ) и ; 11 ) в ( 9 ) и получим "для скорости
обобщенной волны выражение:
где- & - ' А : Zi z Uk: s Vu- w
в которое как параметр входит угол раскрытия канала в це-
ментном кольце. Зависимость, построенная по этой формуле,
дает достаточно хорошее совпадение в пределах 3-5Х с экспе-
риментальной. ( рис , 13 . графики 4 и 5). Тогда зависимость, ха-
рактеризующую изменение скорости ВЧ-сигнала от угла раскры-
тия канала (рис,13, график 3), можно объяснить с точки зре-
ния нарушения оптимального условия возбуждения обобщенной
волны ( уравнение 8), когда контактирующие слои ( цемент и
колонна) начинают колебаться независимо друг от друга, что
приводит к волновому распространению высокочастотной состав-
ляющей сигнала по стенке колонны, в результате чего скорость
распространения звука' на высокой частоте '(25 кГц) в заце-
ментированной колонне практически не зависит от наличия це-
ментного кольца, находящегося в плотном контакте с металлом
колонны. Рост доли ВЧ-гармоники в первых вступлениях обоб-
щенной волны (рис-. 12) также, очевидно, является следстви-
ем'нарушения оптимальных условий ее возбуждения.
Полученные результаты позволяют сделать важный вывод о
том, что скорость обобщенной волны в системе колонна-цемент
63
зависит от угла раскрытия канала в последней. Выведенное
аналитическое выражение для скорости обобщенной волны в этих
условиях дает результаты, хорошо совпадавшие с результатами
эксперимента. При этом доля высокочастотной составляющей в
первых вступлениях обобщенной волны растет по мере увеличе-
ния угла зскрытия канала. Полученные зависимости ( рис.
)3) позволяет установить дополнительные признаки выделения
нарушений целостности цементного кольца в случае свободного,
скользящего контакта'по ее внешней поверхности, который име-
ет место, как правило, в интервалах с толстой глинистой кор-
кой или интервалах мощных глин ( 55 ].
2.4, Влияние различных по характеру контактов гор-
ной породы с обсадными и бурильными трубами
Одной из серьезных проблем технического состояния об-
садных колонн и гидропроводности заколонного пространства
является прихват обсадных или бурильных труб неустойчивыми
горными породами, слагающими ствол скважины. В некоторых
случаях прихват колонны бывает настолько плотным, что он
полностью блокирует не только перемещение колонны и буриль-
ного инструмента, но также исключает движение пластовых или
буровых жидкостей в затрубном пространстве.
Некоторыми исследователями было установлено (1441, что
обвалившиеся породы создают настолько плотный контакт с ко-
лонной или бурильным инструментом, что их воздействие на ди-
намические характеристики трубных волн во многом совпадает с
воздействием цементного камня в процессе его Формирования. В
связи с этим была предпринята попытка изучить закономерности
поведения амплитудно-временных характеристик различных типов
упругих волн (продольных, гидроволн, волн Лэмба) в широком
диапазоне частот (5-40 кГц) в зависимости от особенностей
прихвата с целью оценки его типа и характера. Изучение этого
явления выполнялось путем проведения модельных, теоретичес-
ких и натурных исследований.
Целью модельных и натурных исследований являлось иауче-
*9
ние возможностей повышения чувствительности акустического
метода к прихватам бурильных труб различного типа. Данная
задача решалась на основе моделей, конструкция которых выби-
ралась максимально приближенной к реальным условиям. На мо-
дельных установках моделировались три основных типа прихвата
бурильных труб: прихват от обвала породы, прихват от залипа-
ния в желобе: прнхаат от перепада давления I 126 1.
На оснорв анализа результатов модельных исследований
было установлено, что чувствительность акустического метода
к прихватам возрастаетпо мере понижения частоты акустичес-
кого сигнала. При «том амплитуда продольной струйной) волны
достигает максимального снимания сB0-80Z) при росте внешнего
давления породы до 10-15 МПа, а снимание амплитуды гидровол-
ны достигает 40-60Z при изменении давления до 100 МПа 1871.
Целью теоретических исследований являлось изучение по-
ведения характеристик волнового поля в случае прихвата ко-
лонн и инструмента породой различного типа, образующей с ни-
ми месткий или скользящий контакт, физическое моделирование
которого встречает значительные трудности. Теоретические
исследования выполнялись на основе модели упругой многослой-
ной средн, для которой проводились расчеты параметров час-
тотной дисперсии скорости и затухания продольных волн и волн
/1эмба для случая прихвата обсадных или бурильных труб в низ-
коскоростных и высокоскоростных породах.
Математическая модель для теоретических расчетов была
выбрана аналогично той, что была нами ранее использована в
первом случае, т.е, в виде набора коаксиальных цилиндричес-
ких слоёв с источником и приемником, размещенными на оси ко-
лонны.
Отличительной особенностью рассматриваемого случая яв-
ляется отсутствие слоя, соответствующего цементному кольцу.
Продольные и поперечные потенциалы волнового поля,
возбуждаемого внутри бурового инструмента, как и в первом
случае удовлетворяют ранее приведенным уравнениям движения
Решение указанной задачи строится также последователь-
ным применением к уравнениям движения интегральных преобра-
70
зований Лапласа по времени и Фурье-преобразований - по коор
динате Z. Эти решения представляются двойными интегралами от
цилиндрических функций.
На границе раздела трубы (инструмента) и породы в слу-
чае скользящего контакта между ними выполняется условие ра-
венства нормальных смещений 1/^ и и отсутствия касатель-
ных напряжений .
При местком контакте напряжения на внутренней поверх-
ности трубы как нормальные, так и тангенциальные r Ugg .•
) будут непрерывны. В соответствии с чтим для теорети-
ческих расчетов параметров волн Лэмба рассматривались модели
среды с двумя вариантами граничных условий:
1) жесткий контакт трубы с породой (ж);
2) скользящий контакт трубы с породой, (с).
Путем использования вышеописанного алгоритма решения
аналогичной задачи были проведены расчеты скоростей и зату-
хания волн Лэмба. Расчеты проводились для случая контакта с
низкоскоростными ( Us < Un ) и высокоскоростными ( Us : Um )
породами при различных геометрических и контактных условиях
между колонной и породой.
На рис.14а представлены результаты расчета фазовой ско-
рости волны Лэмба для низкоскоростного разреза со следующими
упругими характеристиками окружающей среды:
Up = 29С0 м/с; Us . 1210 м/с; Гп - 2200 кг/м*
и колонны:
Up = 5350 м/с; Us - 2200 м/с; ук = 7800 кг/м*.
На рис.146 представлены результаты расчета для высоко-
скоростного разреза, со следующими характеристиками среды
(породй,:
Up _ 5560 м/с; Us = 3058 м/с; /п = 3000 кг/м3.
Из приведенных на рис. 14 графиков видно, что скорость
распространения волны Лэмба при местком контакте между ко-
лонной и породой больше, чем при скользящем. Расхождение
скоростей распространения волны Лзмба при изменении частоты
колебаний возбуждаемых источником волн более значительно для
низкоскоростного разреза по сравнению с изменением скорости
волны Лэмба при тех же условиях для высокоскоростного разре-
71
------------------
Рис.14 График зависимости фазовой скорости VL* волны
Лэмба от частоты для случая низкоскоростной (а)
и высокоскоростной (б) окрудавдвй породы.
72
за. где она представляет собой практически линейную функция
частоты.
Установлено, что на скорость распространения волны Лэы-
ба а высокоскоростном разрезе слабо влияют геометрические
размеры колонны (инструмента!, в то время как в низкоско-
ростном р трезв скорость распространения волны Дамба в более
толстостенной колонне значительно выше.
На рис.15 приведены результаты измерения значений зату-
хания волны Лэмба. Из,графиков видно, что в том диапазоне
частот, где скорость убывает, затухание Лд. , наоборот,
увеличивается. Причем влияние контактных условий и размеров
колонны при высокоскоростном разрезе выражено значительно
слабее, чем в случае низкоскоростного разреза. При местком
контакте волна Лэмба затухает слабее как в случае низкоско-
ростного, так и высокоскоростного разрезов. Скользящий кон-
такт на границе труба-порода вызывает, наоборот, значитель-
ное увеличение коэффициента затухания.
На рис.16 приведено сопоставление графиков, отражающих
зависимость коэффициентов затухания волны Лэмба от частоты
излучения для случаев скользящего и жесткого контактов внем-
ней среды с колонной, полученных на двух вариантах моделей
прихватов в результате экспериментальных исследований и тео-
ретических расчетов. Экспериментальные кривые для обоих слу-
чаев скользящего и жесткого контактов по форме и положению
хорошо повторяют теоретические кривые, что является убеди-
тельным доказательством правильности выбранного математичес-
кого аппарата для теоретических расчетов и возможности его
использования при расчетах упруго-поглощающих характеристик
волн Лэмба при других граничных условиях.
Необходимо также отметить, что максимальное затухание
амплитуды волн Лэмба для обеих моделей прихвата и для обоих
случаев скользящего и жесткого контактов происходит практи-
чески на одной и той же частоте, что позволяет сделать вывод
о том. что критические частоты, при которых происходит ано-
мальный рост затухания, слабо зависят пт типа контактных ус-
ловий с внешней средой, а определяются лишь геометрическими
размерами трубы либо инетруменга. На сгнивании результатов
73
.МОДЕЛЬ О
Рис.13 График зависимости коэффициента затухания волны
Лэмба от частоты для случая низкоскоростной (а)
и высокоскоростной (б) окруыаыией породы.
Обозначения: а) скользящий контакт; б) вестмий
контакт; 1-теоретиЧвсний график: 2-модель для
глинистой среды; 3-йодель для твердой среды.
74
Рис.16 Сопоставление зависимостей коэффициентов зату-
хания волны Лэмба от частоты, полученных экспе-
риментальным путем на моделях прихватов и в ре-
зультате теоретических расчетов для тех «е ус-
ловий.
Обозначения:!-теоретическая зависимость;
Э; Д-экспериментальные зависимости
75
выполненных экспериментальных и теоретических исследований
можно сделать следующие выводы:
- при контакте обсадной трубы с низкоскоростной средой
на упруго-поглощаюшие параметры волн Лэмба оказывают значи-
тельное влияние частота возбуждаемых колебаний, внутренний
диаметр и характер контакта (жесткий - скользящий) трусы с
окружающей средой. При контакте трубы с высокоскоростной
средой это влияние выражен? значительно слабее;
- при жестком контакте на границе TjiyO.j - низкоскорост-
ная среда скорость волны Лэмба увеличивается, а затухание
уменьиается по сравнению с условиями возбуждения при сколь-
зящем контакте на тех же границах;
- при жестком контакте трубы с низкоскорпстнрй средой
величина затухания волны Лэмба увеличивается с уменьшением
ее скорости. В случае выгокосл.оростной спелы характер кон-
такта практически не оказывает влияния на зависимость ско-
рости и затухания от частоты возбуждаемых колебаний.
Полученные теоретические и экспериментальные результаты
были использованы для корректировки конструкции акустическо-
го зонда и обоснования его технических параметров (гл.З:
разд.}.!), а также разработки критериев выделения и распоз-
навания типов прихватов бурового инструмента и обсадных ко-
лонн в открытом стволе бурящихся скважин акустическим мето-
дом (5.5). На основе выполненных исследований был разра-
ботан способ определения мест прихвата н их характера (1221.
2.5, Влияние волноводных свойств обсадной колонны
с различным характером контакта цементного
кольца с ее наружной поверхностью на распро-
странение упругих волн
Результаты предыдущих экспериментов на моделях и в
скважинных условиях показали, что в некоторых случаях и-эме-
рясмне акустические параметры различных типов волн оказыва-
ются подверженными частотной и геометрической дисперсии, что
практически не учитывалось ранее п?и анализе и обобщении по-
76
лученных результатов измерений, особенно в обсеченных сква
минах [ 130. 180. 239 ). Предполагалось, что волноводные
свойства обсадной колонны, связаны, в основном, с соизмери-
мостью ее диаметра с длиной волны упругих волн, распростра-
няются в мидкости, заполняющей колонну 1 220 ]. Однако,
практика акустических исследований обсаменных сквамин пока-
зала, что их волноводному воздействию оказываются подвержены
такие, головные преломленные волны, воэбуидаемые в элементах
конструкции обсадки. При этом на них оказывают влияние не
только геометрические факторы, но и состояние контактов
(иесткий - скользящий) мемду элементами конструкции скваиины
(колонна - цемент - порода). Избирательное воздействие на
акустические колебания волноводных свойств обсадной колонны,
обусловленных геометрическими факторами, Помет оказать су-
щественное влияние на волноводные свойства, связанные с сос-
тоянием контактных условий на ее наружных границах, что мо-
нет привести к искамснию результатов оценки технического
состояния обсадных колонн.
С целью изучения этого явления было проведено де-
тальное изучение его зависимости от различных' геолого-техни-
ческих и технологических факторов (диаметра обсадных колонн,
плотности тампонаиного раствора, степени местности контакта
мемду обсадной колонной, цементом и породой, дефектов герме-
тичности и т.п. ).
Исследования проводились на семи моделях обсаиенной
скваиины, созданных на базе нескольких физических эталонов в
натуральную величину со следующими свойствами:
мидель 1 - свободная колонна диаметром 12? .мм;
модель 2 - свободная колонна диаметром 220 мм;
модель 3 составная колонна диаметром 127 мм со сквоз
ними дефектами и муфтовым соединением;
модель 4 - колонна диаметром 127 мм со гнекии (4 суток
цементным кольцом;
мидель 5 - колонна диаметром 127 мм >.-о с. мрыы ( 200 су
тик j цементным кольцом;
модиль Г> колонна диаметрам 152 ни цементным пальцни
d з- икр ин НО мкм:
модель ? - колонне диаметром 152 ми с цементным кольцом
без зазора,
В результате измерения фазовых скоростей и фазовых за-
тиханий продольных (трубных) волн в широком диапазоне частот
были установлены их следившие зависимости от рабочей частоты
колебаний. коНстРМниии и геометрических параметров модели
(волнового числа Kt) - (рис. t?; 18);
- скорость распространения продольных (трубных) волн
снижается по нерв умвньмения рабочей частоты ниве некоторого
предела, обусловленного явлением "среза частоты", которое
связано с резонансными свойствами системы цемент - колонна:
- для больвинства модельных условий значения фазовой
скорости продольной (трубной) волны с увеличением волнового
числа достигает некоторого предельно-максимального значения,
а затем стабилизируются. В случав наличия цементного кольца
с жестким контактом с колонной стабилизация скорости практи-
чески не наступает - она имеет тенденции к непрерывному рос-
ту:
- коэффициенты затухания продольной волны В различных
по конструкции моделях имеет слоеный характер: максимальные
значения чередуется с глубокими минимумами. При этом больмая
часть минимальных значений коэффициентов затухания приуроче-
на. главным образом, к области радиальних резонансов модель-
ных установок;
- рост скорости продольной волны с увеличением парамет-
ра к1 сопровождается увеличением коэффициента затухания и,
наоборот, в то время как наибольшая величина коэффициента
затухания соответствует зацементированным трубам с жестким
контактом цементного кольца с наружной стенкой трубы:
- в области существования "частот среза" - поведение
скорости продольных волн является противоположным описанному
ранее, т.е. сопровождается аномальным увеличением коэффици-
ента затухания. При этом в случав зацементированной колонны
величина затухания в области "частот среза" в 4-5 раз пре-
восходит затухание для случая свободной колонны:
механизм дисперсии скорости от частоты сигнала играет
существенную роль в случае наличия цементного кольца с раз-
73
Рис.17 Зйвисинисти фазовой скорости продольной волны в различных моделях обсаменных
сквадин от параметра Ктд.
Обозначение: К = 23»^/V ; tj - внемннй радидс колонны; 1 - свободная колонна
0 127 мм; 2 - свободная колонна 0 220 ни: 3 - составная колонна
с дефектами и муфтовым соединением: 4 - колонна со свеким цементным
кольцом; 5 - колонна со старым цементным кольцом: Б - колонна диам.
152 мм с цементом и зазором; 7 - колонна 0 152 ми с цементом без
зазора.
Рис.18 Зависимость коэффициентов затухании продольной
•олни в различных моделях обсаженной скважины от
параметра Ktj.
Обозначения: K = 23if /V:i;- внеаний радиус колон-
ны: 1 - свободная колонна 0 127 ни:
2 - свободная колонна 0 220 ни: 3 -
составная колонна 0 12? им со сквоз-
ными дефектами и муфтой: 4 - колонна
со свежий цементным кольцом: 5 - ко-
лонна со старин цементном кольцом: f>-
кол онна 0152 мн с цементом и зазором:
1 - колонна 0 152 нм с цементом без
зазера. (jp,
личной степень» жесткости контакта цементного кольца с внеш-
ней стенкой колонны, Расчеты затухания амплитуды продольной
волны с учетом дисперсии скорости показывают, что ослабление
низкочастотного сигнала становится более преобладающим по
сравнению с затуханием сигнала на более высоких частотах,
что подтверждается экспериментальными данными;
- значения коэффициентов затухания продольных волн при
изменении граничных (контактных) условий немцу колонной и
цементом меняются в более широком диапазоне ( 20 роз), чем
при изменении параметра l(t ( л/ 1,5 раза), что подчеркивает
преобладающее влияние условий акустического согласования, по
сравнению с частотной дисперсией.
В результате измерения фазовых скоростей и фазовых за-
туханий гидроволн в широком диапазоне частот были уста-
новлены их следующие зависимости от рабочей частоты колеба-
ний, конструкции и геометрических параметров модели (волно-
вого числа Ki) - рис.19, 20:
- зависимости фазовых скоростей гидроволн от частоты
сигнала имеют области перегиба или ’разрыва непрерывности",
которые лежат вблизи механических (радиальных) резонансов
колонны;
область перехода от минимальных значений скорости
гидроволн к максимальным значениям имеет различную крутизну
нарастания для разных типов моделей, что определяется их ме-
ханической добротностью;
- скорость гидроволн при значениях параметра Kt > 4.5
может превосходить скорость упругих колебаний в свободной .
жидкости на 5-2Z, а при значениях параметров Kt < 4.5 она
может быть на 10-20Z меньше скорости в свободной жидкости. 6"
первом сличав мы имеем дело с "нормальными водными волнами",
а во втором - с волнами "Лэмба";
- сравнение закономерностей изменения коэффициентов за-
тухания гидроволн с зависимостями скорости распространения
от волнового-числа Kt показывает, чю практически В большин-
стве случаев между ними существует прямая связь, т.е. с рос-
том скорости гидроволнн растет ее затухание и наоборот. При
этом область возбуждения нормальных волн < Kt > 4.5 ) харак--
П1
в Ы <1 I» и И U Л» 45 SO S 60 65 70 О Ю о?. <0 *5 10 WS и ’Ч
Рис.19 Зависимости фазовой скорости гидроволн в различна* моделях обсаженных сизажин
от параметра Къ*.
Обозначения: К - волновое число; 1д - внежний радидс колонны; 1 - свободная
колонна 0127 ми; 2 - свободная колонна 0 220 ин; 3 - составная
колонна 0 127 им со сквозными дефектами и муфтой: 4 - колонна со
свежим цементным кольцом: 5 - колонна со старым цементным кольцом:
7 - колонна 0152 мм с цементом без зазора.
9бээнач=1,мя: ! - свободная колонна ВЦ? им: 2 - свобожная колоша 0 220 ш:
3 - составная колонна В 127 м со скеоэнним дееектами и му*той:
а - колонна со свевнм цементным кольцом: 5 - колонна со старим це-
’.=нгним кольцом: 7 - колонна 0 152 мм с цементом без зазора.
геризуется большим затуханием по сравнению с областью воз-
буждения волн "Лэмба" ( К? < 4.5 ) вследствие более сильного
излучения их анергии в околосквашинном пространстве, что со-
здает менее благоприятные условия для регистрации их пара-
метров;
- значения коэффициентов затухания гидроволн при изме-
нении граничных условий меняются в незначительных пределах
(1.5-2,0 раза) по сравнению с их зависимостью от параметра
К1, которая возрастает в 2,6 раза, что подчеркивает преобла-
дают влияние частотной дисперсии по сравнению с влиянием
акустического согласования модели с окружающей средой;
- волны "Лэмба", относящиеся к одной из разновидностей
гидроволн (нормальные водные волны), являются наиболее ин-
формативными с точки зрения возможности регистрации их амп
литудно-скоростных параметров.
Полученные результаты позволяют понять причины аномаль-
ного поведения амплитудно-скоростных характеристик различных
типов упругих волн, возбуждаемых в обсадной колонне в широ-
ком диапазоне частот, и в совокупности с данными предыдущих,
исследований ( разд. 2.1, 2.2, 2.3. 2.4) разработать не
только качественные, но и количественные критерии более дос-
товерной оценки состояния цементного кольца в заколонном
пространстве, более обоснованно выбирать диапазон рабочих
частот, необходимых для надежного обнаружения и идентифика-
ции различных типов дефектов технического состояния обсадных
колонн, а также компенсации мешающего влияния волноводных
свойств обсадной колонны на процесс измерений, обработки и
интерпретации.кинематических и динамических параметров упру-
гих волн.
2.6. Влияние заколонных перетоков, мест негерме-
тичности колонны и участков коррозии на осо-
бенности возбуждения, акустических шумов в
обсаженной скважине
Выделение заколонных перетоков и мест негерметичности
64
обсаднсй колонны имеет важной значение по той причине, что
именно в этом случае удается выделить активно переточнне ка-
налы, т.е. установить местоположение интервалов с Фактически
нарушенной изоляцией. Одним из перспективных методов выделе-
ния активных переточных каналов является акустическая шумо-
иетрия. 8 настоящее время у нас ( 147. 146, 190 1 и за рубе-
жом Г 240, 241 1 проводится широкое производственное опробо-
вание этого метода. Однако, пока одним из существенных не-
достатков упомянутых работ является недостаточное обоснова-
ние выбора частотного диапазона для выделения тех или иных
дефектов, а также слабая изученность влияния конструкции
приемного элемента и самого прибора на чувствительность ме-
тода. 8 связи с этим были проведены исследования по
изучении особенностей амплитудно-частотных характеристик
акустических шумов, возникающих в скважине под влиянием по-
тока жидкости по заколонному пространству и через места не-
герметичности колонны. Обоснование выбора оптимального реше-
ния по конструкции отдельных узлов прибора для повышения его
чувствительности в режиме шумомера приведено в разделе 3.4
настоящей работы.
В связи с тем. что в реальных условиях заколонные пере-
токи имеют место как в неперфорированных, так и в перфориро-
ванных скважинах (причем, в последних значительно чаще ввиду
особенностей условий вскрытия и эксплуатации I 189, 201 1 )
было проведено изучение влияния режима работы скважины
(приток, нагнетание), величины расхода воды по заколонному
пространству и через различные нарушения целостности колонны
(отверстия, щели) на особенности шумового акустического сиг-
нала.
Исследования проводились на модельных установках, схе-
матическое изображение которых приведено на рис.21. Изучение
закономерностей шума от заколонного потока выполнялось на
установке, показанной на рис.21а. В качестве дефектов негер-
метичности были выбраны отверстия диаметром 8 мм (4 ит.) и
щели длиной 40 мм р укрытостью 1.5 мм (4 шт.). Во всех слу-
чаях зонд жуиомера располагался против интервала негерметич-
ности колонны. Установка для изучения акустических шумов от
65
j иепмюстм ямомм.
a - установка мя заколота лере токов; О - дстановка с дефектами в колонне; в - установка
I мя лрява штатов;
1 - звнд дооиера; 2 - наруиньа кожух; 3 - цементное кольцо; 4 - наполмтель фильтра ( «е
I веж); 5 - негермепмтость (отверстие,вель); 6 - кримка; 7 - цюбка; 8 - эаглуика: 9 - зако-
лом* нанал с донорной крывкой ; 10 - резиновый иланг; и - вода; 12 - вентиль: 13 - расхо-
ллкр; 14 -насос; 15 - емкость; 16 - давтфедржсе основание: (2 - выкмдаея левит; 18 - нагие-
! тзтельня жжя . 19 - яиия связи; 20 - 9с«а1тель: 21 - интегратор; 22 - осдаллоскоа.
дефектов колонны показана на рис.216. Интенсивность акусти-
ческого шума изучалась в зависимости от величины расхода
жидкости через заколонное пространство или дефект в колонне.
Результаты изучения амплитудно-частотных характеристик
акустического шума от заколонного перетока представлены на
рис.22а. '!э рисунка видно, что шум. создаваемый заколонным
перетоком, имеет, практически, широкополосный характер в ди-
апазоне 0.5-20 кГц. При этом изменение расхода жидкости по
заколонному пространству незначительно влияет на спектраль-
ные особенности шумового сигнала. На рис.226 приведены амп-
литудно-частотные характеристики интенсивности шумового сиг-
нала от дефектов негерметичности обсадной колонны типа от-
верстий диаметром 8 мм (4 шт.), расположенных в одной плос-
кости по углам 90 град, относительно друг друга. Из рисуцка
видно, что амплитудно-частотный спектр в этом случае имеет
резко выраженные аномалии (максимумы) в районе 1-2 кГц и 15
кГц, При этом обе аномалии появляются в спектре шума для ре-
жима притока при малых расходах (начиная с 40 Л/сут), а в
режиме нагнетания при расходах только с 80 м^/сут. Низкочас-
тотный максимум в режиме нагнетания смещается .по мере увели-
чения расхода в область 2 кГц. Интенсивность шума в режиме
нагнетания, практически, при всех расходах превышает интен-
сивность шума в режиме притока, При больших расходах эта
разница в районе низкочастотного максимума достигает одного
порядка и более.
На рис.22в показаны амплитудно-частотные характеристики
интенсивности шумового сигнала от дефекта негерметичности
обсадной колонии типа щелей с 1x40 мм - 4 шт.), расположенных
в одной плоскости под углом 90 град, относительно друг дру-
га. Из рисунка следует, что амплитудно-частотный спектр в
этим случае имеет, в основном, низкочастотный максимум (*'1.0
кГц), Высокочастотная составляющая <tv 15 кГц) выражена слабо
и начинает проявлять себя только с расхода 60-80 к^/сут. При
этом в режиме притока интенсивность шумового сигнала, прак-
тически, при всех расходах превышает пнтенг.нвши.ть шума при
нагнетании. При больших расходах из разнит (пг.т.тьляе.т от
1.5 до 2 раз.
27
рис. 22 Аиплитудно-частотныв характеристики гидроиимов в
обсавенкой сквавине, вызванных патокой еидкости
через негериетичности колонны (б, в) и по зако-
лонноыи пространству (а).
аа
Из анализа полученных амплитудно-частотных зависимостей
можно сделать вывод 0 том, что поток воды через заколонное
пространство и негерметичности обсадной колонны наружным ди-
аметром 147 мм генерирует в окружающую среду акустические
думы, различные по интенсивности и частотному составу. При
атом амплитудно-частотный спектр шумового сигнала зависит не
только от типа дефекта, но определяется также направлением
потока через него и интенсивностью расхода. Таким образом,
регистрация акустического иума в различных участках частот-
ного диапазона позволит обеспечивать распознавание не только
заколонных перетоков от мест негерметичности колонны, но
также и характеристики потока (направление и расход жидкос-
ти).
На основе выполненного нами анализа результатов прове- '
денных исследований был предложен способ раздельного выделе-
ния заколонных перетоков и мест негерметичности колонны на
основе регистрации амплитудио-частртных составляющих акусти-
ческого шума скважины в различных частях частотного диапазо-
на •[ 107 ]. Так например, было установлено, что негерметич-
ность колонны можно выделить по интенсивности высокочсатот-
ной составляющей (<* 15 кГц) в режиме нагнетания, а заколонный
переток - по интенсивности шума в широком частотном диапазо-
не в режиме притока. При этом минимально различимый расход
жидкости составляет примерно 20 м /сут 1 111 1.
Одним из распространенных дефектов технического состоя-
ния обсадных колонн является коррозия их внутренних стенок
под воздействием агрессивных пластовых вод либо нефтепродук-
тов, содержащих растворенный сероводород либо углекислоту.
Другим источником может служить абразивный износ обсац- *
ных колонн под воздействием нагнетаемой через интервалы пер-
форации в пласт технической воды, содержащей взвешенные час-
тицы песка и окалины. Определить местонахождение участков
коррозии в колонне существующими геофизическими методами
очень сложно,, хотя актуальность этой задачи не подлежит сом-
нению, особенно, в деле прогноза перерождения коррозии в не-
герметичность колонны. Было предложено выделять участки
коррозии с помощью механо-акустического каротажа, достоинс-
69
твои которого является независимость его эффективности от
характера заполняющей колонну жидкости и ее фазового соста-
ва. Предполагалось, что механо-акустический каротаж может
быть реализован с помощью датчиков механического типа,
представляющих собой упругие стержни, один конец которых не-
подвижно закреплен на корпусе прибора, а другой скользит по
внутренней поверхности колонны, подвергаясь воздействии)
толчков и ударов при взаимодействии с различными дефектами
стенки колонны. Толчки и удары щупов о неровности вызывают
их колебания, частота и амплитуда которых определяется как
резонансными свойствами самих датчиков, так и характером и
закономерностью (периодичностью; расположения дефектов на
поверхности колонны .а.
Воздействия, которым подвергаются механические датчики
в процессе исследований, можно разделить на дза типа: крат-
ковременные (апериодические, больжеамплитуднме удары) и про-
должительные (периодические, иалоамплйтудные толчки), Первый
тип воздействия характерен для отдельных макродефектов (от-
верстия, щели, трещины, стыки труб и т.п.), а второй тип -
для шероховатости стенки колонны, вызванной коррозионным или
механическим износом.
Расчетным путем была выполнена оценка колебатель-
ных характеристик механических датчиков под влиянием указан-
ных воздействий.
Отдельный механический датчик (жуп) представляет собой
стержень неподвижно закрепленный на одном конце и подвергаю-
щийся воздействию апериодических (ударных) и периодических
(толчковых) сил на свободном конце.
Частота собственных колебаний стержня, приведенного в
колебательное движение ударом, определяется выражением
I 18Я 1: ________________________________л
о - .Ге? / п
< .з .
гдс: м дтина стержня: Е - модуль Юнга;
* момент инерции поперечного сечения;
j'- плотность материала:
90
г. минер гармоники (обертона).
Частоты собственных колебаний стального тупа (датчика)
длиной (00 им и диаиелрои 1,0 им. вычисленные для 4-х гармо-
ник НО формуле ( 13 ), ссптветствйн^о раины: 0.52 кГц;
3.28 кГц: т)3 = Я. 15 кГц; -- 12.85 кГц.
Кол1 тние механического цдпа под воздействием периоди-
ческих иалрамплитудных толчков представляет собой решим вы-
нужденных колебаний, частота которых определяется,.в основ-
ном, естественной периидичностыв микронеоднородностей внут-
ренней поверхности, обусловленных коррозионным и механичес-
ким износом последней.
Оценим порядок частоты вынужденных колебаний щупа,
обуслсвлгпных ге.-л;:йсгиие.м шероховатости со средним шагом
профиля, равнин Л = 0.5; 0.6; 1.6; 1.5 мм при скорости дви-
жения механического щупа U, равной 600 м/ч и 1200 м/ч.
Для скорости - 0.2 им/исек ( 600 м/ч>. период в«ро-
ховатости будет , согласно формулы;
L — 1 14 1
равен; 2.5 мс; • 4,0 мс; 'Zj-- 5,0 мс.; : 7,5 ис.
Соответственно, частота вынужденных колебаний, вызван-
ных трением о выступы шероховатости, будет равна:
(Д1 l/t, : 0.4 кГц;
С^г = l/Ti 0.25 нГц;
= I / Т3 - 0.2 кГ и; (15)
-''Ey ~ 0,134 кГц.
Для скорости движения механического щупа, равной U -
0.4 им/мс (1200 м/ч) частоты вынужденных колебаний при сох-
ранении выбранного ранее шага шероховатости будут соответс-
твенно равны: ,
; 1/1/ = 0,6 кГц;
Сл)г -- l/Z'a - 0,5 кГц;
W* ; ; 0,4 кГц; ( 16 )
- 0,230 кГц.
Из расчет:! Частоты biiiniMjieiiHux колебаний иеханичег.когь
куна,согласно формулам 15 и |« ), следует, что она опредв-
ГЛ
ляется только скоростью движения прибора при постоянстве
среднего шага шероховатости -Д . Кроме того, из теории ЦП
рцгих колебаний известно ( 188 ). что амплитуды вынужденных
колебаний станут максимальными при условии, что частота вы-
нужденной силы ( 6*3 1 будет меньше частоты собственных коле-
баний системы ( £) ).
В нашем случав вынужденных колебаний механического щупа
под воздействием микронеоднородностей стенки колонны (корро-
зия или шероховатость) условие сД < 1? выполняется при ско-
рости движения прибора-600 и/ч и менее.
Таким образом, для надежного выделения участков шерохо-
ватости (периодического типа) на внутренней стенке колонны
по частоте и амплитуде вынужденных колебаний, предпочтитель-
но выбирать скорость каротажа нв более 600 м/ч с одновремен-
ной регистрацией интенсивности шумового сигнала в пределах
частотной полосы, соответствующей средней частоте профиля
микронеоднородности (шероховатости или коррозии).
Частота и амплитуда колебания механических пупов под
влиянием кратковременных, ударных воздействий на крупных ло-
кальных дефектах в меньшей степени зависят от скорости дви-
жения прибора. При этом в спектре вынужденных колебаний щу-
пов будут преобладать высокочастотные гармоники, т.к. спектр
кратковременного ударного воздействия обогащен преимущест-
венно высокочастотными составляющими.
С целью обоснования выбора оптимальной конструкции ме-
ханических датчиков и их расположения на корпусе скважинного
прибора, а также выработки критериев, которые можно было бы
использовать в качестве, надежных диагностических-признаков
при выделении макро- и микродефектов различного -та.
были выполнены исследования на специально созданной для этих
целей модельной установке.
В качестве модельной установки, схематическое изображе-
ние которой приведено на рис.23. была использована обсадная
труба наружным диаметром 14? мм.(5") общей длиной 4 м. Труба
имела муфтовое соединение между верхней и нижней секциями
На внутренней поверхности верхней секции была нанесена ими-
тация шероховатости (коррозии) в виде насечки глубиной I 0
92
Рис, 23 Сравнительная чувствительность механических дат-
чиков различного типа к техническому состоянии
обсадной колонны.
Обозначения: 1 - свободная колонна; 2 - наруиние
проточки глубиной 0.3 см; 3 - муфта
соединительная; 4 - перфорационные
отверстия ( t> В мм).
93
им. «асом 3.0 мм. а на наружней - выточка шириной 10 си и
глубиной 0,5 см. моделирующая наружный износ колонны.
На внутренней поверхности нижней секции имелись три
участка (по 0,5 м) с различной шероховатостью: первый - с
естественной (нулевой) иерохоеатостью. второй - с насечкой
глубиной 0.5 ми и магом 0.5 мм. третий - с насечкой глубиной
0.0 мм и шагом 1.0 мм. На наружней поверхности нижней секции
были выполнены две выточки (отстоящие на 0,5 м друг от дру-
га). высота и глубина которых были равны соответственно
1x0.5 см и 3x0,5 мм. На той же нижней секции имелся участок,
имитирующий интервал перфорации (10 отверстий диаметром 8-10
мм с плотностью 20 отв/м и расположенных по винтовой линии).
При работе на модельной установке выполнялась оценка
эффективности механических датчиков двух типов - "ери" и
зонт" и индукционного (электромагнитного) датчика по выде-
лению и распознаванию дефектов обсадной колонны,
В ходе исследований варьировалось число механических
щупов в наборе датчика, а также их расположение по отношению
к чувствительному пьезоприемнику и способ крепления к корпу-
су прибора. Выяснялась степень влияния характера заполнения
колонны (вода, воздух) на особенности показаний механическо-
го и индукционного каротажа.
Результаты испытаний датчика механического типа "ерш"
приведены :ia рис.23. В процессе исследований на модельной
установке датчика типа "ерв” оценивалась особенность записей
в зависимости от числа рабочих щупов (п - 10, 22, 44) и ха-
рактера заполнения обсадной колонны.
Анализ полученных записей показывает, что датчик этого
типа обладает максимальной чувствительностью к шероховатости
стенок различной величины и не реагирует на дефекты локаль-
ного типа (отверстия, стыки труб и т.п.). Необходимо отме-
тить. что при переходе от измерений в колонне, заполненной
водой, к измерения в сухой колонне снижается только разреша-
ющая способность датчика по шероховатостям с высотой профиля
0.3 и 0,8 ми. К остальным типам дефектов разрешающая способ-
ность не изменяется, а общая чувствительность возрастает в
2-3 раза, по-видимому, за счет устранения демпфирующего вли-
94
яния заполняющей колонну воды.
Результаты испытаний датчика механического типа "зонт"
такше приведены на рис,23. была исследована эффектив-
ность датчиков с вогнутыми рабочими концами механических иу-
пов. Диализ записей интенсивности акустического шума пока-
зал, что особенности полученных диаграмм хорошо коррелируют-
ся с локальными дефектами колонны, однако повторяемость за-
писей при этом недостаточно высока.
Исследование эффективности датчиков с вогнутыми рабочи-
ми концами механических пупов показало, что датчики Родобной
конструкции имеют высокую чувствительность к локальный мак-
родефектам внутренних стенок обсадной колонны (отверстиям,
щелям, стыкам и т.п.) и не реагируют на присутствие микродв-
фектов (шероховатость и т.п.) на ней. Это, в основном, дос-
тигается за счет наличия закругления на конце каидого щупа,
которое обеспечивает механическое осреднение микропрофиля
внутренней поверхности трубы с сохранением чувствительности
к отдельным макродефектам.
• Датчик данной конструкции позволяет уверенно выделять
отдельные отверстия, причем число зарегистрированных отверс-
тий находится в хорошем соответствии с их реальным числом
(совпадение до 90%). '
При переходе от измерений в колонне, заполненной'водой,
к измерениям в сухой колонне общая чувствительность регист-
рации в этом случае тенге возрастает почти в 2-3 раза.
было исследовано влияние степени местности контакта
между основанием щупов и корпусом прибора. Применялся жест-
кий контакт и контакт через резиновую прокладку. Исследова-
ние показало, что степень жесткости контакта не оказывает *
существенного влияния на показания механо-акустического шу-
моиндикатора.
Было изучено влияние удаленности (с) места крепления
механического датчика на корпусе прибора от широкополосного
пьезоприемника. При этом было установлено, что момент ре-
гистрации аномалии (по глубине), соответствующей тому или
иному дефекту смещается относительно прежней записи на ту же
величину с .
95
Анализ выполненных записей, а такие предварительные
расчеты показали, что щумовой сигнал неханического происхож-
дения распространяется от места его зарождения (точка кон-
такта купа со стенкой колонны) к приемному элементу двумя
путями: первый путь - от места контакта по скважинной жид-
кости к чувствительному пьезоприемнику, второй путь - от
места контакта по «упу. затем по корпусу прибора и далее к
чувствительному пьезоприемнику.
По первому пути скорость распространения мумового сиг-
нала составляет не более 1500 м/ч. по второму - 4500-5000
м/ч. Однако за счет того, что первый путь распространения
сигнала значительно короче.второго пути, время прихода сиг-
нала по жидкости (бж) оказалось приблизительно в 3 раза
иеньже времени прихода сигнала по жупу и корпусу прибора
Ни).
з" > ( 17 )
Полученные данные позволяют делать вывод о том, что при
расположении механических датчиков непосредственно вблизи
жирокополосного пьлзоприемника условия распространения жумо-
вого сигнала по корпусу прибора не оказывает существенного
влияния на результаты исследования технического состояния
стенок обсадной колонны.
Изучение амплитудно-частотных характеристик жумового
сигнала показало, что в спектре сигнала, полученного при
взаимодействии иехаиических датчиков с макродефектаии колон-
ны (отверстия, мели, трещины), преобладают высокочастотные
составляющие с частотой более 15-20 кГц. Частотный спектр
сигнала, полученного при взаимодействии механических датчи-
ков с иикродефектаии колонны (жероховатость вследствие кор-
розии или механического износа), определяется средним перио-
дом профиля мероховатости и скоростью движения прибора: чем
вше скорость перемещения прибора, тем виде преобладающая
частота в спектре юумового сигнала.
В результате проведенных исследований можно сформулиро-
вать основные требования к механическому датчику для прове-
96
дения механо-акустического шумового каротава технического
состояния колонны:
- для выделения локальных иакродефектов стенки колонны
необходимо применять иеханичесиие вупы с радиусом закругле-
ния рабочих концов нв менее 0.3 си и обмин углом наклона к
поверхност । колонны £ не более 0(Г (датчик типа зонт ),
- для выделения равномерно распределенных микродефектов
стенки колонны необходимо применять механические МУПЫ с ра-
диусом закругления рабочих концов не более 0.05 си и обмин
углом наклона к поверхности нолонин J3 не иенее 80 (датчик
типа "ерш");
- количество механический мулов, входядих в датчик,
долвно выбираться из расчета: один датчик на 1-1,5 см окруж-
ности инутренней поверхности колонны;
- чтобы исключить влияние на измерения резонансных
свойств корпуса прибора, необходимо применять, акустические
демпферы в месте крепления узла механических датчиков:
- с цель» предотвращения превдевременного износа и по-
ломки механических пупов необходимо предусмотреть в конст-
рукции сквавинного зонда приводной механизм, обеспечивающий
их перевод из транспортного (словенного) половения в рабочее
(раскрытое) и обратно по команде с поверхности.
На основе выполненных исследований и проверки их эффек-
тивности в сквавинных и модельных условиях было првдло-
вено устройство ( 111 ] и способ его применения ( 114 1, ко-
торые позволили на основе регистрации интенсивности кумов
механического трения в различных частотных поддиапазонах по-
лучить дополнительную информацию о полевении механических
нарушений сплошности стенок колонны и участков их' коррозии.
Г л а в a 3
констриктивная основа комплексной ПИРОНО-
ПОЛОСНОЙ АППАРАТУРЫ АКУСТИЧЕСКОГО КОНТРО-
ЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБСАЖЕННЫХ
скотин
В предыдудих разделах работа приведены результаты экс-
периментальных исследований На моделях влияния различных де-
фектов технического состояния (ыикрозазоры. иалопрочные це-
менты, вертикальная каналы И прихват бурового инструмента) и
целостности обсадных колонн (отверстия, дели, коррозия) на
особенности доэбуядвния И распределения амплитудно-временных
параметров акустического сигнала в сквавине. При этом были
выявлены опрадвленныа закономерные связи, позволяет не
только осуществить обнаружены» и идентификации вышеуказанных
дефектов, но такие выполнить (В некоторых благоприятных слу-
чаях) их количвстввинув оценку. Анализ полученных результа-
тов позволил сформулировать оптимальные требования к
техническим параметрам акустической аппаратуры, обладавшей
чувствительностью к выме указанным дефектам цементирования
и технического состояния Обсаввнных сквавин.
3.1. Обоснование и выбор технических параметров
аппаратуры
На основе изучения условий распространения акустическо-
го сигнала в обсаввнных скваДИНах различного диаметра с от-
личавиииися граничными условиями и регистрируемого в актив-
ном (импульсном) или пассивном (Ыумоиндикаторйом) рехииах
ранее было доказано! разд. 2-1: 2.2: 2;3: 2.4: 2.5).
что для оценки расКрйтосТи кольцевых микроэаэоров на границе
цементного кольца с Колонной, структурно-механических и про-
чностных свойств цементного камня, выделения вертикальных
96
каналов различной раскрмтости необходимо обвепечи’Ь возбуж-
дение и регистрации акплитудНо-врвмеиймх параметров продоль-
ных волн, потайней мере, на Трех рабочих частотах, лежащих
в пределах трех частотных диапавонов! 6-8 кГц. 10-15 кГц.
25-35 кГц. Низкочастотные гидроволны (волны Леиба) в этой
случае долдны возбуждаться такие на трех рабочих частотах,
лежащих в пределах следующих частотных диапазонов: 3-3Л
кГц: 4.2 5.0 кГи; 6.5-?.5 кГц.
Для выделения интервалов активного деиыения жидкости по
заколонный каналам либо через дефекты герметичности колонны
путем регистрации интенсивности гидрошумов, а такие «ля их
идентификации необходимо обеспечить полосу чувствительности
приемного тракта аппаратуры в широком диапазоне порядка 0.5-
30 кГц н трех узких поддиапазонах.' 14-18 нГц; 0.8-1.2 кГц;
0.3-0.5 кГц (разд.2.6).
Таким образом, электронно-акустический тракт высокоин-
формативной акустической аппаратуры, предназначенной для эф-
фективного контроля технического состояния должен обеспечи-
вать возбуждение (в активном режиме) и регистрацию амплитуд-
но-временных параметров различных типов упругих волн (в том
числе, в пассивном - иумоиндинаторном режиме) в диапазоне
0.3-40 кГц. При этом динамический диапазон электронно-акус-
тического тракта аппаратуры, учитывая значительное влияние
на затухание упругих волн различных геолого-технических и
технологических факторов, должен составлять нс менее
36-40 дБ.
3,2, Функциональная схема комплексной аппаратуры
В основу Функциональной схемы комплексной иирокополос-
ной аппаратуры положен принцип сравнительных измерений амп-
литудно-временных параметров упругих волн продольного типа и
низкочастотных гидроволн (волн Лэмба) на обвей базе, по
крайней мере, на двух частотах - высокой и низкой. При этом
скважинный зонд представляет собой трехканальнув измеритель-
ную систему, работающую в активном (импульсном) режиме при
99
возбуыдении и регистрации продольник волн и гидроволн (Лэм-
ба) - функционирует два регистрирувжйх канала, а в пассивном
(иуиоиндикаторнои) - один канал.
Поступавиий со скваииниого зонда информационный сигнал
на поверхность по двум каналам (применяется известный прин-
цип временного разделения) обрабатывается по fl выходным па-
раметрам.
В аналоговой форме регистрируется следуяжие параметры
упругих волн.
_По продольной волне:
- интервальное время распространения по породе на низ-
кой частоте - tnH;
- амплитуда по колонне на высокой частоте - АкВ;
- амплитуда по колонне на низкой частоте - АкН:
- амплитуда по колонне высокочастотной гармоники низко-
частотного сигнала - АкНВ:
- амплитуда по породе на низкой ’частоте - АпН.
_По гидроволне:
- амплитуда гидроволн на низкой частоте (волна Лэмба) -
АлН.
-По гидромумаи:
- амплитуда гидровумов (или механически^ жумов) в жиро
кои диапазоне частот - Йип;
- амплитуда гидровумов (или механических вуиов) в узком
диапазоне частот (три поддиапазона) - Ауп.
В камдом измерительном канале информационный сигнал
проходит предварительнув обработку (отфильтровывается, се-
лектируется. усиливается) на обмих элементах схемы, а затем
производится коммутация выхода канала (по каждому параметру)
на одной из рабочих частот.
При одноэондовой реализации Функциональной схемы комп-
лексная аппаратура является индикаторной, что значительно
упроыает обработку и интерпретации регистрируемых парамет-
ров, но создает серьезные трудности при попытке получить ко-
личественные оценки дефектов технического состояния.
В случае повышения требований к точности даваемых оце-
нок. что,соответственно, влечет за собой усложнение нетпдики
£СО
измерений и обработки результатов, вводятся измерительные
параметры A tn. oln. «Сл. которые могут вычисляться на раз-
несенной с измерительной) базе, варьируемой в зависимости от
методики измерений и требуемой разреиаией способности в
достаточно мировом диапазоне от предельно малой величины
(система минимальным разносом) до нескольких десятков сан-
тиметров в соответствии с требуемой разрешавшей способность»
по глубине. Регистрация интенсивности гидромумов производит-
ся в пределах некоторого “окна селекции" в ионие волнового
пакета основных колебаний, где их уровень соизмерим практи-
чески с уровнем реверберационного фона от основных зондирую-
щих импульсов (Аи/Йрб fs 3-4). Функциональная схема комплекс-
ной широкополосной аппаратуры в одноэондовом (индикаторном)
и двухзондовом (измерительном) исполнении представлена на
рис.24.
3.3. Конструкция широкополосного излучателя
Возможность возбуждения упругих колебаний в мироном ди-
апазоне частот с помощь» акустических преобразователей, рас-
положенных в скваиинной аппаратуре среднего и малого диамет-
ров. ограничена существующей связью габаритных размеров из-
лучателей с их резонансной частотой. Теоретические и.лабора
тарные эксперименты показали возможность возбуждения коль
цевых магнитострикционных излучателей в мироном диапазоне на
частотах, отличающихся от частоты резонансных колебаний гл
сердечника. Известно, что оптимизация режима возбуждения мо-
жет быть обеспечена совпадением частоты механического резо-
нанса системы с частотой возбуждающей силы ( 122 1. Расшире-
ние частотной характеристики акустического преобразователя,
позволяющее обеспечить его эффективную перестройку в широко*
диапазоне частот было достигнуто применением витой тонко-
стенной конструкции сердечника излучателя без склейки от
дельных витков между собой. При этом наилучиая гибкость сер-
дечника была получена путем его пропитки жидким диэлектриком
( 45 ).
г. 1
Рис. 24 Функциональная смена комплексной двухчастной
аппаратуры акустического контроля цементирования
и технического состояния скваяйн.
102
Расчетным и акспериментальныи путем били получены
семейства характеристик, которые иояно использовать для
оценки оптимальных размеров тонкостенных преобразователей и
количества витков обмотки воэбуядения при генерировании
акустического сигнала на выбранной рабочей частоте (рис.25)
1 46 J.
Подробнее описание экспериментального и теоретического
обоснования конструкции широкополосного магнитострикционного
излучателя приведено в работе [ 52 1.
'."акая конструкция магнитострикционного излучателя поз-
воляет получить преобразователь, легко перестраиваемый в ди-
апазоне 10-15 кГц, что дает возмошность обеспечить возбушдс-
ние кап продольных волн, так и волн Лэмба в оптимальном ре-
лине в соответствии с влиянием геометрических и частотных
Фак।опои i 102 I
Однако при этой необходимо иметь в виду, что поскольку
возможности разработанных преобразователей К перестройке ог-
раничены диапазоном не более 10-15 кГц, то для перекрытия
всаго частотного диапазона от 5 до 35 кГц, требуемого для
решения методических задач, необходимо иметь не менее трех
типоразмеров акустических преобразователей, у одного из ко-
торых частотный диапазон излучаемых колебаний должен быть
смешен в низкочастотную область (например, 5-15 кГц),’у вто-
рого - в среднечастотную область (15-25 кГц), у третьего - в
высокочастотную (25-35 кГц),
В конструкции комплексной аппаратуры широкополосные пе
растраиваемые излучатели размещаются в специальном маслона-
полненном контейнере с эластичной защитной оболочкой и зак-
репляются на оси узла преобразователя с помощью акустической
развязки, выполненной из звукопоглощающей резины. Такая
конструкция узла излучателя вносит минимальные искамення в
его акустические характеристики (мощность, диаграмма направ-
ленности, амплитудно-частотные свойства) и позволяет разме-
шать их на корпусе сквашинного зонда с любым разносом (от
минимального до максимально необходимого) [ 46 ].
Рис.<:5 "Приведенные'' аиплмтудно частотные характеристики для
витых цилиндрических магнитострикционных излучателей
разных размеров при U - 500 В, С = 1.0 х 10"’ Ф.
Обозначения:
ai d-'l..O си',? = 4,0 см: 6=0.08:0,015:0,3:0,5:0,65 см:
61 d-5.0 см;Ё --4,0 см: h-0.08:0,015:0.25:0,45:0.2 см;
hi d-R.O сн;£ =4.0 см: 6=0,08;0,15;0.35;0,5;0,6 си.
где d - диаметр. ! - высота, h - толщина
сердечника ислучагеля. ПЭТ амплитуда сиг-
нала ст н?л1Ч'1т>:"я <ерийнпгл прибора СПАК.
1(14
3.4. Конструкция широкополосного приемника
Учитывая требования к полосе пропускания электронно
акустического тракта аппаратуры, приведенные в разделе
3.1 настоящей работы, ионно сделать вывод о необходимости
испольное ния на входе усилителя скваиинного прибора мироко-
полосного приеиника упругих колебаний. В последнее время ши-
рокополосные приеыниии начинают получать все большее приме-
нение е сквашинной аппаратуре акустического кароташа сквашин
[ 195 ]. Их использование позволяет расширить диапазон при-
нимаемых частот, повысить разреженность волновой картины,
применять выделение (фильтрации) составляющих акустического
сигнала по частотному признаку. Однано, до сих пор еще не
создано оптимальной конструкции широкополосного приемника,
удовлетворявшей всей необходимым требованиях.
Широкополосные приемники создаются, мак правило, на ос-
нове ньезокераиики. что позволяет значительно поднять их
чувствительность в достаточно широком частотном диапазоне
13 3..
Существенным препятствием на пути создания широкополос-
ных приемников для приборов акустического кароташа является
их чувствительность к акустическим шумам, возникавшим в
снваюяне при двишении прибора. Как показали исследования,
источником шумов являштся центрирующие приспособления и ка-
бель [ 194 1. Максимум спектральной хараитеристики этих шу-
мов левит в диапазоне 0.1-3 кГц, поэтому они легко передают-
ся па корпусу прибора на приемные элементы. Таким образов,
при создании широкополосного приеиника необходимо обеспечить
его эффективную акустическую развязку, в первую очередь, от
корпуса прибора.
Для обеспечения эффективного приема упругих колебаний в
условиях скважины в достаточно широком частотном диапазоне
необходимо обеспечить не только равномерную чувствительность
приемного элемента в этом диапазоне, но и равномерную (кру-
говую) диаграмму направленности о вертикальной плоскости в
пределах угла раскрытия характеристики чувствительности не
менее р - 100-110 град. Это .'ледчет из условия сущее, твоеа-
ния оптимальных угла» образования головных преломленных волн
в скважине .для «ирокого диапазона скоростей упругого сигнала
в различных средах [колонна, цементное, кольцо, порода).
Для приемного елемента цилиндрической Формы [как напри-
мер. в серийной аппаратуре AKU-4. СПйК. МАК-2. 9ЭБЙ-21) угол
раствора характеристики диаграммы направленности определяет-
ся соотношением высоты цилиндра f и длины волны Д прини-
маемого колебания. роетому чувствительность такого приемника
К упругим сигналам, относядимся к различным частям частотно-
го диапазона, будйт определяться формой его диаграммы нап-
равленности. Приеинин сферической Формы лишен атого недос-
татка. поскольку имеет круговые диаграмму направленности, не
зависяыу» от соотношения /J? .
Для обеспечения повмшемной баростойкости чувствительных ,
приемных элементов и предохранения их от воздействия агрес-
сивных буровых растворов в серийной аппаратуре применяются
заиитные оболочки иа металла, которые значительно увеличива-
ет потери на поглощение и ухудшают согласование пьезокерами-
ки с окружающей средой.
Поскольку в комплексной аппаратуре приемный узел подмен
выполнять Функции гидрофона при измерении уровня акустичес-
ких шумов гидродинамического и механического происхождения,
То серьезной проблемой становится вопрос снимения уровня
акустического шума - помехи от прямого осевого потока, омы-
вавшего измерительный зонд в скважине.
Одной Из причин высокого уровня шума от осевого потока
жидкости вдоль измерительного зонда является несоверженство
конструкции приёмного узла, вокруг которого возникают зави-
хрения потока, приводящие к росту интенсивности шума вблизи
прибора. С целью Выбора оптимальной конструкции узла прием-
ника были Проведены эксперименты на модельной установке
[рис.21) с различными вариантами конструкции приемника
(рис.26). При выборе вариантов изменениям подвергался мате-
риал наружного корпуса, материал и форма наконечника, мате-
риал и форма центраторов, а такие степень акустической изо-
ляции чувствительного элемента приемника (пьеэокерамическая
сфера) от наружного корпуса прибора.
Кб
Рис .йб Мамета акустических пркеиннх налов мл* амлеления
заиолоинмх паратонов и ««ст негерметичности ио-
лоннм.
Обозначения: 1. II. Ill, 1Y, Y. YI • вариантм
конструкции приватного узла: в. б, в -
варианте конструкции центраторов; I -
сферический пьваоприеиник; 2 вини-
пластооий корпус: 3 - акустический
изолятор: 4 - тупой стальной наконеч-
ник; 3 - наело; в - стальной корпус:
7 - острия стальной некойочини: 8 -
резиноаий корпус: 8 - острнй резино-
вой нвиоиечнии; 10 - окно а стальном
корпусе; II - резиновая иаиеета; 12 -
рессора: И - реэииовий центратор;
14 - центратор стальной-"крнльчатна''.
1С7
Результаты измерений интенсивности шумового фона вблизи
различных макетов приемных узлов в зависимости от величины
расхода воды представлены на рис.2?а.
Из рисунка видно, что по мере увеличения расхода воды
интенсивность иумового сигнала от псового потока начинает
расти. При этой Наиболее быстрое нарастание шума наблюдается
для конструкции шумоиера с открытым пьезоприемникои (16) и
конструкции шумомера со спломным стальным маслонаполненным
корпусом. Скорость нарастания шума для различных конструкций
такие различна. Тан, для мумомяра с тупым наконечником и ре-
зиновыми центраторами вначале нарастание шумового фона нас-
тупает с некоторый запозданием (с 8G и /сут), зато в даль-
нейшем темп нарастания мука у этой конструкции становится
максимальным.
Наименьшим уровнем «умового Фона и минимальной ско-
ростью его нарастаний обладает конструкция шумоиера с чувст-
вительным элементом внутри экранирующего комуха с пазами-ок-
нами для свободного прохомдения акустического сигнала в ок-
рчмаюмей шидкости (Y1). При «том обязательным условием низ-
кого уровня шума является наличие эффективной акустической
развязки экранирующего коиуха (6) от корпуса приемного эле
мента (1). а такхе превышение (не менее чем ^еуиратное) на
руяного диаметра коюуха (6) над диаметром маслонаполненной
камеры (11) приемного элемента. Обеспечение эффективной
акустической развязки нарухного кохуха позволяет снизить фон
шумового сигнала, вызванного омыванием осевым потоком цент
рируимих приспособлений различной конструкции.
Анализ недостатков приемных устройств в сумествуюяей
сквашинной акустической аппаратуре, а такие проведение мо-
дельных исследований по изучению их эффективности в различ-
ных условиях позволили разработать конструкцию чувс-
твительного широкополосного, баростойкого приемника упругих
колебаний, малочувствительного к шумовым и вибрационным по-
мехам. распространявшимся по корпусу прибора, с улучшенными
гидродинамическими свойствами I 44 1.
не
о “ *6" tie. iio q,-&.
Рис.27 а Зависимость интенсивности мука. вызванного осе-
вым потоком, от конструкции узла приемника и
величины расхода Вовы В мироном диапазоне час-
тот (8-20 иГу 1,
Обозначение: 16, Illa, 116. IY6, 111б, 111в. Y6.
Via - варианты конструкции мухомора
согласно рис.26.
i 9
Рис,2? б й«П4итц*ив-частатна« характеристика чцестви-
тааьнасти аиррмпяаоснога лрйайиийа.
Обозначение; i - баз малоайаниа ааслои: 2 - с
аапобнвИйа* иасеои! 3 - акмстичес-
ниб еигйал. раТйстрируеинй иироио-
похосни» приеинйкои вмсмовея/ш-
стноа разам а*.
ио
3.5. Конструкция основинх механичесних узлов и
обжеЛ компоновки сквашииного зонда
Наиболее вадными ивмвничесиимм узлами аппаратуры акус-
тического нароташа посла .лривмив-пшрвда1ших преобразователей
являвтсн с '.устичесиие изоляторы и иейтрирувцив приспособле-
ния.
Акустический изолятор представляет собой механическое
устройство, являимееся составной частей корпуса сквашинного
прибора, которое виполияет функции механического Фильтра с
соотвотсгвувиер полосой пропускания и временем задерики
[ 130 1. Основное его назначение - подавление волн-помех,
распространяииихся от излучателя к приемнику по корпусу при-
бора, либо частично - по корпусу, а частично - по горной по-
рода I 14 !.
Из физики упругих волн известно ( 15 1, что добиться
наибольшего ослабления проходядей волны модно путем располо-
жения нейду источником и приямнмном системы червлувиихся
слоев, обладавмих существенно различными волновыми сопротив-
лениями fС и значительными коэффициентами затухания «I. За-
дарена времени вступления волны-помехи, т.е. уменьшение ее
скорости, мошет быть обеспечена использованием конструкции с
рядом пустот (с вырезами, мелями и т.д.). Поэтому примени-
тельно к каядоиу типу акустической аппаратуры в зависимости
от области ее применения долшвн рассчитываться специализиро-
ванный изолятор для заданного диапазона частот и интенсив-
ности волн.
Трудности, возникавшие при проектировании акустических
изоляторов, связаны с тем, что он долшвн одновременно удов-
летворять двум противоречивым требованиям. С одной стороны,
материал, из которого он сделан, доляен иметь низкую ско-
рость звука или высокое затухание, а, с другой стороны, дос-
таточно высокув (до 30-40 МПа) механическую прочность на
разрыв и на схагие. Наконец, изолятор доляен обладать высо-
кой эффективностью, т.е. обеспечивать значительное время за-
держки и необходимую величину затухания на единицу его дли-
ны. Это требование прпдиктпеано. в основном, ограниченными
h 1
размерами глубинного поибярд I Пв Ь 3* гомм развития акцс-
тичвсного метода исоледоваимя вивши в нас и за руй«»ом би-
ло преддоввно нешльио десятков различных вариантов изоля-
торов ( Юв 1. цотврнз по кянотруитмвным признакам иовно
разделить на сдрдуш* Ш «па: гмбииа. востиие герметичнее
И воетиио (нйбВЙМЙВ) НВГОРПШНИЯ. В серийное аппаратуре
акустичвсиога каротш КвпвЛьэуйтся изоляторы третьего типа.
Однако при Рвов Ий достоштвах (достаточная яестность и
технологичность) они на обеспечивая' необходимой задвряки
времени Пошла правой йбЛИН-помвхи к нс замше» эаонтро-
аводи и вдяитричвсмйя цари прибора от отрицательного воэ-
деЛствия Вуроаой «МДИ8СТИ. особенно, в высокотемпературных
скваяинах. Крама того, нвгвш'ичная ионструкцця изолятора
поело миогоиратиога применения забивается аланом и другими
твердыми иомпоштш бурового раствора, которые после высы-
хания обрати» » полости изолятора твердый наполнитель,
унудмавмий его изолмруше свойство.
Для комплексной аппаратуры акустического контроля
было решено использовать герметичный мводятор. конструктивно
несколько отличный от тоге, что принято в «том случав. Дело
в том, что герметичные изоляторы имвмт, как правило, месткий
корпус, по нарувной и знойней поверхности которого нанесены
по винтовой линии бороздки (с различным вагой и глубиной),
обеспечивапхие задермку и ослабление упругих колебаний (401.
Такие изолятору обычно обладает низкой эффективностью. В на-
вей случае в качестве герметичного изолятора были опробованы
две разновидности Местного иеелятора, одна из которых предс-
тавляла собой наборнуя обрезиНвнНув конструкции, а другая -
трубу с пазами к двойной (нерудной и внешней) обрезиненной
(рис.28). Двойная обрезиновна необходима для обеспечения
лучшей герметичности конструкции и улучшения ее изолируммих
свойств. Устойчивость обоих Мидов изоляторов против внешнего
гидростатического давления обеспечивалась заполнением их
внутренней полости хидиим диэлектриком (например, трансфор-
маторным маслом) И использованием упруго-эластичного элемен-
та, выполнявшего функции компенсатора давления.
Расчет оптимальной конструкции обоих изоляторов с уче-
П2
Рис.28а Звразеи наборного изолятора для жыклеи «мой дадхадстатной алпарагчры.
Обозначения: 1 - хвостовик; 2 - а пекли озрезяноака; 3, 4 гайки: 5
втулки; 6 - внутренняя ойрезиновка.
Pwc.286 Образец нарезного изолятора дг.а кампДекской двчхчастЗгной аппаратура.
(Юозааченм: i - корпус трувв; 2 паз: 3 - вневняа обрезпнавка: 4 -
внутренняя зврезмиовка.
ток широкого частотного диапазона С 9.5-40 нГц) был выполнен
по методике, иэлошенной в работе 1 13 1. Считывая некоторую
приближенность выполненных расчетов, была проведена экспери-
ментальная проверка эффективности конструкций разработанных
изоляторов. Испытания образцов изоляторов проводились путей
торцевого проэвучивания на частоте 8 кГц. В качестве элемен-
та сравнения была выбрана сплошная стальная труба таких де
размеров. Результаты испытаний изоляторов приведены в
табл.2. Из анализа полученных результатов ионно сделать вы-
вод о том. что наиболее приемлемой эффективностью обладает
нарезной изолятор с двойкой обрезиновной. Причем ванным дос-
тоинством згой конструкции является хорошая воспроизводи-
мость акустических характеристик изолятора от образца к об-
разцу, что нельзя сказать о конструкции наборного изолятора,
давшего большой разброс характеристик, что по-видимоыу свя-
зано с трудностью обеспечения более равномерной обрезиновки
этой конструкции.
Таблица 2
Результаты испытаний эффективности акусти-
ческих изоляторов
Тип изо- Длина,
лятора мы
Диа-
метр,
ым
Скорость
Пиз.
м/с
Относи-
тельн.амп-
литуда,
йиэ/йэт/сы
Частота
сигн.по
изолято
РУ. из
кГц •
3
4
5
6
7
наборный
наборный
наборный
наборный
нарезной
нарезной
эталонная
труба
435
435
435
435
435
435
435
80
80
80
М
80
80
0.84-
0.82
0.?
0.5
0.5
0.5
1.0
5.0
5 .5
6.5
6.5
6.5
6.5
7.5
115
На основе проведении* исследований при разработке сква-
жинного эоцда комплексной аппаратом в качестве акустическо-
го изолятора била применена нарезная конструкция с двойной
обреаиновкой (рис.28)-
Следумиим пр ваености механическим узлом скважинной ап
пдратуры акустического кароташа являются центрирующие прис-
пособления, которые обеспечивают стабильное положение изме-
рительцого зонда относительно стенок скваминм. Роль этого
энта конструкции аппаратуры зависит от выбранной схемы
.диерений и диаграммы направленности приемо-излучающих пре-
образователей,
Для комплексной аппаратуры акустического контроля на
основании результатов, приведенных в разделе 3.1 настоящей
работы, принята за основу интегральная система наблиде-
ния с использованием акустических преобразователей с круго-
вой диаграммой направленности. Реализация выбранной системы
наблюдения возможна только при условии обеспечения высокой
стабильности поломения оси измерительного зонда относительно
оси исследуемой сквахИны. Требование высокой стабильности
зонда обусловлено необходимостью обеспечения высокой точнос-
ти и воспроизводимости (повторяемости) результатов измерений
при сохранении неизменными условий наблюдений. Требования
.стабильности определяются, в основном, соотношением диаметра
скважины и длины волны упругих колебаний в скважинной шид-
кости. возбуждаемых акустическим излучателем Прибора, При
этом установлено [ 13 ], что для гарантированной воспроизво-
димости результатов измерений амплитуд акустических сигналов
с погрешностью около 10Z при смешении зонда с оси скваиины
необходимо обеспечить центрирование скважинного прибор-., с
отклонением ст чей не более 0,1 длины волны принимаемого
сигнала в жидкости. Так, при частоте сигнала 25 кГц необхо-
димо центрировать акустический зонд с погрешностью х 5 мм.
при частоте 10 кГц - с погрешностью + 10 мм, а при частоте б
кГц - с погрешностью + 20 мм. Таким образом, наиболее жест-
кое требование к стабильности зонда определяется максималь-
ной рабочей частотой упругих колебаний скважинного прибора.
В случае комплексной аппаратуры такая частота равна 25 30
16
кГц.
Широко используемые ранге в серийной аппаратуре акусти-
ческого каротажа типа СПАК центрируют приспособления в ви-
де резиновых стержней ("пальцы") ( 203 i не обеспечивали
требуемой точности центровки скважинного эонда, что приводи-
ло к увеличению погрешности измерения динамичесних парамет-
ров акустического сигнала,
В последнее время в скважинных приборах акустического
каротажа начали широко применяться фонарные ’.рессорные)
центраторы, которые имеют значительный преииушвства перед
резиновыми [ 138 1 в отношении обеспечения требуемой ста-
бильности зонда относительно оси скважины. и соответственно,
точности измерений. Однако, их г.ущзг.т генными недостатками
являются высокий уровень акустических шумов механического
Аремскоадвнна, особенно в обсакениой скваыинв, и опасность
заклинивания накладных муфт между корпусом прибора и стенкой
колонны.
Ь связи с отсутствием достаточной ясности в вопросе
оценки преимуществ той или иной конструкции центрирующих
приспособлений для исследования обсаженных скважин были
проведены с этой целью соответствующие эксперименты. Были
выбраны различные варианты центрирующих приспособлений
(рис.ЗЭ): Фонарные центраторы с подвижными муфтами без обре
зиповки рессор (тип I), фонарные центраторы с неподвижными
муфтами без обрсзиновки рессор, снабженные роликами (тип 7).
а также различные сочетания указанных конструктивных особен-
ностей (тип 11, 111. 1 ¥, YI ).
Испытания проводились на участке свободной колонии со
скоростью записи 170С м/ч. Результаты испытаний представлены*
и виде диаграмм записи уровня шума на рис.23.
Анализ величины уровня рума, зарегистрированного в ин
тервале 0-150 м показывает, что минимальная интенсивность
шума соответствует приборам с центраторами типа IV и V.
Близкие результаты дают центраторы типа 1 и Ill. Причем, из
их сравнения следует, что в случае подвижных муфт обрезиное-
ка не дает существенных преимуществ, даже наоборот, увеличе-
ние коэффициента трения между резиной и металлом колонны
117
АКЦ-НВ В РЕЖИМЕ WWMOMEPA
hwwi «mn. V Jin-If Op н/nt
a t l"i T P A t O f bl
ri-S 50i«4tn
Ml
50
ЮО
тип0 тип®
М-вЗОтйЛп W-B 50лн#/си
3 . ДЮ «В Р ЦД икб
тип (У )ТИП ?
Н-Б50 пйЛнп-6 ЭОжМсг Л-в 50wB/ch
j gao р tpOmB
о , гроп<8
б
ТИПЫ ЦЕНТРИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
ТИП 0
Рис.гя Результаты исследования и выбора оптимальной
конструкции центраторов,
а - зависимость уровня шумового сигнала, регист-
рируемого комплексной двухчастотной аппара-
турой в колонне, от конструкций цснтрируииих
устройств:
6 - типы чентрируюмих устройств для опробования
с комплексной аппаратурой н режиме шцмомера,
П8
привадит к появлении периодических флюктуаций уровня шума
(тип III). Подобное флюктуации имеет место во всех случаях,
когда применялись центраторы с резиной, но в случав нвлод-
винных муфт (тип IV) и резиновых "пальцев" они оказались ме-
нее выраженными.
На о зове проведанных исследований мовно сделать вывод
о хорошей пригодности для измерений центраторов рессорного
типа с неподвижными муфтами с роликами (тип V). Однако по-
добная конструкция имеет тот существенный недостаток, что не
позволяет исследовать скваиины с телескопической конструкци-
ей обсадных колонн (колонны с хвостовиками меньшего диамет-
ра). По этой причине было решено заломить в конструкции
сквамннного прибора центрируемые приспособления рессорного
типа с роликами, но с регулируемой подвижностью муфт (от
свободной до фиксированной), что позволит применять тот или
иной вариант центровки в зависимости от конкретных условий.
В заключение необходимо подчеркнуть, что фонарные цент-
раторы с роликами имеют лучшие эксплуатационные характерис-
тики по сравнению с традиционными резиновыми "пальцами"' (тип
VI). По мере износа роликов модно регулировать раскрытость
фонаря, а после выхода их строя - легко устанавливать смен-
ные ролики. При этом фонарные центраторы обеспечивают надеж-
ную центровку прибора в широком диапазоне внутренних диамет-
ров обсадной колонны - от 100 им до 405 ми. что практически
труднодостижимо при резиновых центраторах.
Осуществление принятых технических решений в конструк-
ции комплексной аппаратуры позволило значительно понизит;,
уровень шумового сигнала-помехи и поднять соотношение сиг
нал/шум до 2-3 раз при сохранении высоких скоростей записи
во время каротажа обсаменных скважин (до 2500 и/ч и более).
После рассмотрения и обоснования конструкций основных узлов
скважинного зонда комплексной аппаратуры акустического конт-
роля технического состояния обсаженных скважин можно перейти
к описанию обшей компоновки скважинной аппаратуры на примере
сейрийно освоенного прибора ЙКЦ-НВ-48 в двухчастотной моди-
фикации и однозондовом исполнении (табл.З. вариант III).
Скважинный прибор малогабаритной комплексной двухчас-
тотной аппаратуры <сш.РИС-ЗО) представляет совой цилиндри-
ческим конртриншч» с обмин MMIWW диммв1ром 49 мм. Прибор
вклнчает в себя слиимив основные функциональные узлы:
акустический герметичный Мслснвполненнхй изолятор (1): изол
двухчастотных иМУЧателей (I, 3); им* широкополосного при-
емника (41, совмеаеннвга с ралом акустического изолятора
(D; иногополвснне коаксиальные разъемы (б); выносные хвос-
тики (8. 9) с закрепленными на них фонарными центраторами,
вмлхчамхие лодвихные муфты (40) с иариирно-закреплвнныии на
них рессорами (4в), снабмвнныни роликами (41). Прибор, пред-
ставленный на рис.30, имеет два цела внешней стыковки: верх-
ний (42) к НизнИЙ (43) и снабиен съемных модулем магнитного
лоиатора муфт (17). Влом электроники заиичен баростойким за-
митным комиком (19). На выносных хвостовиках (6, 9) имеется
кольцевые проточки для обеспечения фиксированного резима
раскрытия фонарных центраторов под конкретный диаметр обсад-
ной колонны. На узле широкополосного приемника (4) закрепле-
на съемная обойма, снабхекная механическими мулами (44).
Преимуществом конструкции комплексной аппаратуры явля-
ется отсутствие саечных вводов, омываемых буровым раствором.
Все резьбовые соединения аппаратуры имеет защитные уплотне-
ния, предупрехдавшие их засорение и коррозии от скваиинной
жидкости. Общая длина сквазинного прибора с выносными фонар-
ными центраторами - 3.8 м; диаметр прибора - 48 мм; вес - 25
кг.
Одной из сланных технических проблем, которую необходи-
мо было решать при разработке аппаратуры, является обеспечс
ние высокой стелены надемности конструкции снванинного зонда
и стабильности его электрических и механических характерис-
тик при работе в условиях высоких температур (> 150 град.С)
и давлений (> 60 МПа), которые ионно достичь благодаря выбо-
ру наиболее простых и надежных технических решений, а такие
максимальной унификации конструкции скванинНых зондов, обес-
печивающей их высокую взаимозаменяемость и ремонтопригод-
ность.
Сквахинный зонд аппаратуры включает в себя унифициро-
ванные узлы разночастотных излучателей, эффективного акусти
120
Рис.30 Обций вид скваминного прибора малогабаритной комп-
лексной двухчастотной аппаратуры акустического кон-
троля тмла ЙКЦ-НВ-46 в однозондовом исполнении (ва-
риант II. табл/31.
Обозначения: I - центратор; 2 - акустический излуча-
тель; 3 ~ блок радиоэлектронный; 4 -акус-
тический изолятор; 5 - дулы; 6 - акусти-
ческий приемник.
£.?1
ческого изолятора, блока злоктроники. затонного баростой-
ким кожухом. широкополосного приемника и двух фонарных цент
раторов, размещенных на выносных хвостовиках.
В зависимости от характера решаемых задач в конструкции
скважинного зонда моиет применяться различная компоновка
акустических излучателей; без разноса (совмещенные преобра-
зователи) либо с разносом за счет пассивной вставки различ-
ной длины манду излучателями. В конструкции скважинного зон-
да предусмотрена такав установка узла внешней стыковки, ко-
торый позволяет коиплексировать акустический прибор с други-
ми методами каротажа, реализованными в одномильном нсполне
нии, что дает возмонность значительно расширить методические
Возможности комплексной аппаратуры.
Устройство и назначение комплексной двухчастотной аппа-
ратуры акустического контроля цементирования и технического
состояния обращенных сквамин более подробно описаны в работе
( 49 J.
3.6. Принципы построения универсального парамет-
рического аппаратурного ряда комплексной ши-
рокополосной аппаратуры, назначение и об-
ласть применения его составных элементов
Поскольку комплексная широкополосная акустическая аппа-
ратура долина обеспечить аффективный массовый контроль тех-
нического состояния обсадных колонн нефтяных и газовых сква-
мин в любых, в том числе, слояных геолого-технических уело
виях, то ее технические и эксплуатационные характеристики
должны удовлетворять следующим требованиям:
- термостойкость должна быть на уровне +180-200 град.С:
- баростойкость должна быть не хуже 100-120 КПа;
- диапазон диаметров исследуемых колонн должен лежать в
пределах от 50 до 500 мм:
- предельный наклон зенитного угла ствола скважин дол-
жен составлять не менее 55-60 град.;
- должна быть высокоинформативной, т.е. многопараметри
12?
- долина обеспечивать получение необходимой информации
при минимально возможных сроках ОЗЦ и подготовки скважины к
исследованиям;
- легко адаптироваться к любому каротажноиу оборудова-
нию. вклю' 1Я различные типы кабеля, наземных регистрирующих
и записывающих устройств;
- иметь необходимое поверочное и метрологическое обес-
печение;
- иметь необходимое методическое и программное обеспе-
чение.
На основе анализа полученных технических решений основ-
ных конструктивных злеиентов и узлов комплексной акустичес-
кой аппаратуры предложен параметрический . ряд скваминных
зондов, удовлетворяющих всем выыеПеречисленным требованиям
(табл.З). Особенностью предложенного аппаратурного пара-
метрического ряда является его универсальность, которая поз-
воляет учесть практически все геолого-технические, техноло-
гические и производственные факторы, возникающие в процессе
проведения работ по контролю технического состояния обсажен-
ных скважин и влияющие прямо или косвенно на процесс и ре-
зультаты исследований.
Основу предложенного параметрического ряда аппаратуры
составляют четыре типа базовых приборов, отличающихся друг
от друга, в основном, различной степенью сложности компанов-
ки зондов. При этом более простые зонды (одничастотные, од-
нозондовые) позволяют давать, в основном, качественные оцен-
ки техсостояния по ограниченному числу показателей, а по ме-
ре возрастания их сложности (двухчастотные, двухэондовые)
доля качественных оценок уменьшается, а количественных - со-
ответственно возрастает. При этом число показателей, по ко-
торым дается оценка также возрастает более, чем в 2 раза.
Такой подход к построению параметрического ряда вызван,
с одной стороны, экономической целесообразностью, которая
диктует необходимость выполнять более простые (качественные)
оценки простыми и дешевыми, а более сложные (количественные)
оценки - соответственно более сложными и дорогими средства-
LJ'J
Таблица 3
Параметрический аппаратурный ряд комплексной нрокпшлосяай
акустической «умоиндикаторной аппаратуры для контроля тех-
нического состояния обсаженных скваяв - типа ЯШ-ЯВ
НН пп Основная ком- паковка сква- винных зондов и их кедр Дополнительная компановка ТериобаростоЛсость. град.С, И1а Основа» рабочие частотв. кГц Ремы уйме- ₽а. кГц
без ДОП. лока- тор тран- зит локатор транзит
10® 60 150 80 180 100 200 120 8,25 10*. 30
0.3-М
I однозондовая, одяочастотная - + - + - - - 4 4 4 -
и однозондовая/ двухчастотная - + + - - 4 + 4 4 4
III двухзондовая, одночастотная - + + + - 4 + - 4 4
III1 двухзондовая, двухчастотная - + - - 4 4 . - - 4 -
Продолжение таблицы 3
NN пп Основная коипанов- на сква-' хинных зондов Диаи.скваж.зонда и про- ходи. диаи. приборов, ми Диаметр исследуе- мых колоннk см Тип каротаж- ного кабеля Наземная регистрируемая панель
36/42 43/54 60/66 80/90 15-30 20-50 5-25 одно- жильн 2-х мял 3-х жил ЙНК-1 КИП- 90 936ft- 21 спец, панел
I однозон*. одночаст л + + + + + +
11 одноэон*, двухчаст. + + + + г +
Ml двухзон*. о*ночаст. 4 + + + + 4 + +
ПП двухзонд, двухчаст. + г + + +
Продолжение таблицы 3
I п Основная компанов- ка сква- кин.зонд. Тип каротажного регист- ратора Назначен*16 аппаратуры
НО-5] НО-28 пласт ТРИАС
однозонд, одночаст. + Контроль наличия цементное камня за обсадной колонной, качественная оценка сцепления цемента с колонной.
0ДН030НД. двухчаст. + +‘ + + Контроль наличия цементы6™ намня за колонной, качест- венная оценка сцепления |6?ент"°го камня с колонной, точная идентификация оОт>®“ых "контактных дефектов, качественная оценка их Р „"рыт^ти, локализации негер- метичностей и заколонных 11ерет ов
I двухзонд, одночаст. + + + + Контроль наличия цемента- количественная оценка сцепле- ния. точная идентификаций °бъе"дМХ и контактных дефек- тов, количественная оце““ их £„скрытости. локализации мест негерметичности и з<*"°донп“х перетоков
II двухзонд, двухчаст. + 4 + + Контроль наличия иемента- Количественная оценка сцепле- ния цементного камня с Кпи2нно„ии породой, оценка его физико-механических и пР„"ост; х свойств, точная иден- тификация объемных и кон„ тны, дефектов, количествен- ная оценка их раскрытсст”- лок Чизация мест негерметич- ности и заколонных перет0КПв
» Рабочая частота одночастотного прибора
*» Н - низкая частота, В - высокая частота
ии, а с другой - применение аппаратуры в тямелих ?ериобари-
ческих условиях (t вал > 190 град.С; Риах > 100 МПа5 не поз
воляет сохранять стабильность ее параметров в необходимых
для требуемой точности пределах, что, естественно, ведет к
возрастанию доли качественных оценок по сравнении с коли-
чественными и обосновывает целесообразность применения в
этих условиях более простых, но нгдеюных аппаратурных
средств. Четыре типа базовых образцов аппаратуры позволяют
ремать практически весь круг задач по контролю технического
состояния обсаяенных скваяин в различных геолого-технологи-
ческих и геолого-технических условиях. Этот результата дос-
тигается, с одной стороны - за счет гибкой и унифицированной
конетрнитиэнся ши». поэьоляимей легко адаптировать техни-
ческие воэмоиности аппаратуры к ремению мирокого круга задач
контроля техссстояния, а с другой - за счет единства католи-
ческого. метрологического и программного обеспечения.
Аппаратура, входядая в параметрический ряд, предусмат-
ривав? 'ри вида регистрации, обработки и передачи информа
ции*, аналоговую, цифровую и в виде полного волнового сигнала
(ВК). Зти виды регистрации позволяют реваТь поставленные за-
дачи либо с использованием только аппаратуры, входяюей в па
оаметрический ряд (ыоНометодный Вариант). либо в составе
цифровых каротамных комплексов (многометодный вариант).
Глава 4
СРЕДСТВО МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ КОМП-
ЛЕКСНОЙ ШИРОКОПОЛОСНОЙ АППАРАТУРЫ АКУСТИ-
ЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБ-
СА1ЕННЫХ СКВЛИИН
Одной из актуальных проблем обеспечения высокого на
чества получаемой информации о техническом состоянии обса-
менных сквамин является решение задачи метрологического
контроля измерений. Сложность этой проблемы усугубляется г
некоторых случаях необходимость» увязки метрологических ха
рактеристик аппаратуры с точностью оценки размеров дефектог
технического состояния обсаженных сквамин. В этом заключает-
ся принципиальное различие в метрологическом обеспечении
акустической аппаратуры контроля техсостояния от аппаратуры
акустического, Маратам открытого ствола. Что касается су
аествующей серийной аппаратуры контроля цементирования, то
для них метрологическая аттестация либо не предусмотрена
(однозондовые приборы типа flKli-4, СПАК-6, AKU I 206 1, либо
ограничивается поверкой, в основном, кинематических парамет-
ров Г МАК-2. УЗКА. ИМЕЙ) без привязки их к конкретным дефек-
там технического состояния i 223 1.
Специфика метрологической поверии комплексной аппарату-
ры акистического контроля технического состояния, входящей в
состав аппаратурного параметрического ряда унифицированных
приборов (табл.З) заключается в том. что зонда более
простой (однозондовой I компоновки (тип I. П? могут поре
ряться на основе эталонных моделей реальных сред, тогда как
зонды с более слоимой 'двухзондовой? компоновкой могут пове
рятъея либо на основе стандартных поверочных установок
(УПЙК УПБ-АК и т.п.), либо с помощью специализированных
средств поверки, созданных именно для этого типа аппаратуры.
ч.1. Исследование и анализ экспериментально анали-
тических связей показаний акустической двух-
частотной аппаратуры с раскрытостыд дефектов
контактного типа
Как шло показано в 2.2 регистрация динамических пара-
метров продольных волн на двух частотах (высокой и низкой)
позволяет оценить раскрмтость контактных дефектов на границе
цементного камня с колонной. Для обеспечения необходимой
точности и достоверности подобных оценок необходимо устано-
вить наличие аналитической связи между показаниями аппарату-
ры и раскрытостыо контактного дефекта, что позволит разрабо-
тать методику поверки аппаратуры по соответствующим парамет-
рам. Учитывая значительную важность этого вопроса, был
проведен экспериментально- аналитический анализ, который поз-
волил внести определенность в решение зтьй проблемы. Резуль-
таты выполненных исследований приведены нише .
На рис.31 представлены зкспериментально-аналитичесиие
зависимости связи относительных значений амплитудных пара-
метров, измеренных на разных частотах, с величиной раскры-
тое™ контактного микрозазора. На рис,31а приведена зависи-
мость йк/йк -- F( , когда частота J’ является параметром, а
на рис.316 приведена зависимость Йк/Йк - F( $ ). когда пара-
метром является раскрытое™ микроэаэора -S' .
На основе графических зависимостей, приведенных на рис,
31 а.б можно вывести приближенное аналитическое выражение,
отражающее функциональную связь воспроизведенных на график:
параметров:
Ак/а‘‘ ± к/£ 1 ;
где: К - коэффициент пропорциональности:
£ - частота. кГц;
S'- микрозазор, мкм.
Выражение ( ifi 1 для простоты является аппроксимирован
ной формой записи зависимостей, приведенных на рис.31 в виде
линейных функций.
Рис.31 Связь относиtадьнИх помазания иногочастотных из-
иервний о расириТостьо ионтаитннх никрозазоров
на границе ЦеванТноГо навив с колонкой.
Обозначения: а - раскрйгость йиирозаэора в икм:
J - рабочая частот^ в нГц.
Зценим информативность разности относительных амплитуд
Йк, зарегистрированных на раэны^частотах, относительно во
личины контактного ме.кр«зазс>1з О •'
для некоторой частоты л. будем иметь:
л па некоторой частить . будем имнть:
.. <’ /
Аг / Аса г- tfr < 18 б >
-’.Ал' —
Учитывая Ч'о < /z , а Кг= К получим для раз-
ности относительных амплитуд следукмее выражение:
Учитывая, что при нас-тройке ^п^щатумл синодной ио
лилне добиваются равенства значений йк - як - йк. то енра-
яппие ( 19 ; примет ы-д:
/7 > i /А& >j V" '
-19 а)
св
подставляя е ( 19 а } выведение ч = Йк К. получим
мтМ/ - 19 в ?
Таким образом, из рис.19 б следует, что разность ампли-
туд Йк, зарегистрированных на двух частотах, является линер
но пропорциональной функцией величины микрозазора и раз
ногти частот
Оценим сходным образом информативность отношения ампли
тцд Йк, зарегистрированных на разных частотах:
ice гса
Учитывая, что К - К - К. а йк - Йн . то
-t Z ,
i'''
/А
( 20 a )
. вел .
Если Йк уе йч , a l^jk Ке. то будем иметь иной вид выра -
жения ( 20 а ):
( 20 б )
£е«
где: п = йк / Ак • К^/ Ка - постоянный коэффициент.
Из вырадений ( 20 а ) и ( 20 б ) следует. 4'то отношение
амплитуд Ди. зарегистрированных на двух частотах, не зависит
от величины иикрозазора О . а зависит от отношения рабочих
частот и отношения уровня сигнала с свободной колонне, кото-
рое определяется выходной модностью каждого из излучателей.
С целые совершенствования методики поверки двухчастот-
ной аппаратуры необходимо установить наличие аналитической
связи между разностью амплитуд на двух частотах или их отно-
шением с величиной коэффициента затухания упругих волн в ка-
либровочных трубах. Представим выражения для значений ампли-
туд в тр.убе. возбуждаемых на разных частотах, в зависимости
от коэффициентов затухания: ,
,2 .2, f 21 '
4 = Л-е
Учитывая, что . а коэффициенты затухания мало
зависят от частоты, т.е. го из выражения ( 21 ?
для разности амплитуд получим следующее аналитическое выоа-
Учитывая малую величдо^ экспоненциальных членов, их
можно представить в виде Q, с= 1 + c/.’ft '• тогда выражение
1 22 ) примет -вид:
л Лк = Ф» /С
~ <4А^ , ( 23 ’
При условии, если ftp = й»= йе — йср, £< ,
п&1. выраяение ( 23 ) мояет выть преобразовано и виду:
(241
или
где
Д П к ~ ^dc-p j
в Л л/
( 25 )
Гании образом, зависимость разности амплитуд Аи на двух
частотах (высокой и низкой) от величины среднего коэффициен-
та затухания ультразвука в калибровочной трубе представляет
собой линейнув зависимость, угол наклона которой определяет-
ся интенсивность» излучения (модностью) отдельного излучате-
ля и раэ11остыо рабочих частит (рис.32).
Что касается отношения амплитуд на двух частотах, то
для него из формулы 21 модно получить следившее вырадение:
'Чу “
Я К /Д,
Принимая во внимание, что a oZ-t—odj, e=j/cp, то
вырадение ( 26 ) монет быть преобразовано к виду:
— ' 2? ‘
Таким ойрачом:
Л к/, г. ~
‘ Ан
Рис.32 Зависимость аиплитудннх характеристик упругих
волн на двух частотах ит величины коэффициента
затухания в трубах. , 2 х 2 г
Обозначения; jiti-Ao/Aai ji>2 - А о/ А о a j т.;
= А о а £
< 24 )
где J'4. и fit - i;oi:тawHHMe хоэффипивн rn.
|(a виракения ( 23 > t.'.’isaye". что итк.тнке амплитуд fit'
из разд мм чэс/е.’ах лрш.тдрляет i'Oi'rj.'t лцпсйии» Фчнгдпчп сред-
него коэфф'1ии«?мтл .затутм.ч.я tZcp J’psji'sx колебаний, наклон
Нотт?! к ос;: ,'.А'нес оирмо.грвгг,' .ти1.’.орляки иятентивнсслей
«злучеш!Я какдчгч из л у на т ч.‘. п и f.oyi \,4ii. па'' ;ч,;/.. частот
(пне.Л?).Пои атои Л№Й1:1:: финкчия ; а-о алл .' чо’р.'Т ..yiw нзча-
Л И?' ТОЧКИ. ЛЛЛ'ЛШ л ЛЛЛ'Г/'И р-ТКНЛ .ПЧГ’НМ и;и Й!!С I'BIIOCTOfl
иэлучппия ija.wr 1 I-’ му ’ и г.гл - <.е"-- >' '
I:;;!-! fi.^ = оР-Калп а ллнл. ' ' - ’’, )
при й*-« йр ."ЛДиалта стремится к V '.-^2. :
ни Ро > Я*’ орднно.,? .Шьвв И >1
Граличзсоч -то -мвисякость конца выразить в виде, прол-
етав иеннам 1Л лчЛЛ;.
Налично up-гтой линейной связи мелду отиомчнием ампли
тчл упругих воли iw (ГАо-ных частотах т> кпЗ(Ми>а1*.и г-ин затуха-
ния <Zk в трубе позволяет легко осущегтнлять поверку чомп
лекснай аппаратуры в трубах с известным (средиим) коэффиии
eiiTiM затухания.
4.2. Разработка средств метрологического обес-
печения стационарного типа на основе фи-
зических эталонов
Особенностьи ремима измерений комплексной аппаратурой в
процессе контроля техсостояния обсаменных сквавин является
работа на нелинейном участке вольтамперной характеристики
электронного тракта наземной измерительной панели. Незначи-
тельная неточность в выборе рабочей точки (> 5'/.) почет отра-
зиться на качестве записи и дать погрешность измерений, дос-
тигавцув 25-ЗОХ. Особенно велика погреиность выбора рабочей
точки в сквахинных условиях. С целью уменьвения величины
погрешности, связанной с выбором ревима измерений, был
разработан набор Физических эталонов на основе обсадных труб
П‘5
реальных размере» к npemmr тнптгапйи на них дефектов, обес-
печиваний воспроизведение различных по типу нарушений тех-
нического состояния. Вобранный принцип имитации дефектов по-
зволил воспроизводить с высокой стабильность» во времени не-
обходимый диапазон изменения амплитудно-временных парамет-
ров. соответствующий реальным дефектам. Была разработана со-
ответствуюиая методика поверки комплексной широкополосной
аппаратуры на основе набора эталонных моделей.
В результате выполненных исследований было рекомендова-
но использовать в качестве физических эталонов стальные тру-
бы внутренним диаметром 100-120 ми, длиной 3500 им с нане-
сенными снарухи неоднородностями (дефектами) в виде бороздок
различной глубины и. шага. которые вызывают затухание упругой
волны и задержку ее во вренени в необходимых пределах.
При выборе конструкции дефектов, наносимых на повероч-
ную трубу, было принято решение ограничиться созданием внеш-
них дефектов, т.к. предварительная экспериментальная провер-
ка показала, что дефекты сквозного типа суяественно затруд-
няют быструю дегазацию хидкости при проведении поверочно-
эталонирочочных измерений и вносят в них дополнительную не
стабильность.
На основании выполненных исследований физические модели
(эталоны) были изготовлены из труб внутренним диаметром 10ч
мм, длиной 3700 ым, с толщиной стенки 5 мм. На внешней по-
верхности стальных труб были нанесены дефекты в виде прото-
чек шириной в = 5 мм; глубиной h - 2,5 им с шагом £ • равным
15 мм. При этом величина участка с нанесенными дефектами у
кахдой трубы варьировалась в зависимости от тог-о. какой ве-
личины затухание упругих волн необходимо было обеспечить на
данной модели (рис.33).
Измерения амплитудно-временных характеристик упругих
волн, распространяющихся по стенке труб физических эталонов,
выполнялись специальным измерительным раздвихным зондом,
снабженным аттестованным гидрофоном.
Вычисленные значения коэффициентов затухания упругих
волн в каядой эталонировочной трубе (е/к) и время распрост-
ранения (Т) упругих воли, приведенные к величине измеритель-
136
Рис.33 Комплект калибровочных труб для поверочных изме-
рений о аппаратурой ЙНЦ-НВ-49.
1.37
цой базы прибора, равной 1,7 и, даны в табл.4.
Для оценки прочностных свойств цементного каины и угла
раскрытия вертикального канала были разработаны образцовые
стационарные поверочные установки с цементным кольцом раз-
личного состава и прочности (рис.34). Полученные с по-
иошья поверочных установок палеточные зависимости такте поз
вотяыт выполнять количественные определения различных дефек-
тов цементирования (раскрытость объемно-контактных дефектов.,
прочность цемента и т.п;) с погрешностью около ЗС-4О;< (при
соответствии снваминных условий Поверочным) и 50х и более
(при их несоответс твии).
Таблица 4
Сводная таблица значений коэффициент зату-
хания и времени распространения упругих волн
на разных частотах в калибровочных трубах
NN I Коэффициент затухания на баз^ Время расппострэнени|я
i'jfi
Рис.34 Блок-схема поверки акустической диухчастотиой
аппаратуры на Физических эталонах.
Обозначения: 1 - свободная колонна; 3 свибод-
иая колонна с муфтой: 3 - колонна с
цементным кольцом; 4 муфта; 5
'.кваминный прибор; fl цонтрирумхее
устройство; бассейн с водой: 8 -
излучатели: 1 (1 гти«=• м11иI.; 10 - па -
нель регистрации; 11 плен питания:
12 - исциллограф; 13 микроамперметр.
Серьезным недостатком физических эталонов подобного ти-
па является нестабильность их параметров во времени, что су-
ественно ограничивает область их применения. В этой отноие-
нии поверочные установим, основанные на универсальном комп-
лекте калибровочных труб (рис.33). имеют серьезные преи
мувества перед физическими эталонами на основе тампонаиных
смесей (рис.34). Акустические характеристики калибровочных
труб задаются таким образом, чтобы перекрыть необходимый ди-
апазон их изменения, встречавшийся в реальных условиях обса-
женных скважин. При этом значительными достоинствами выбран-
ной конструкции калибровочных труб является возможность Уп-
равления их акустическими характеристиками в достаточно ши-
роких пределах, а т^кже высокая их стабильность во времени,
что представляется нам немаловажным достоинством, особенно в
производственных услрвияк геофизических партий И экспедиций.
Аттестация физических эталонов в соответствий.с усовер-
женствованной методикой проводится с'пойожью рвйльйых сква-
жинных приборов, которые были До этого аттестованы на базо-
вых поверочных установках и могут служить в качестве эталона
для сравнительных измерений.
Достоинство предлагаемой методики почерки заключа-
ется также 0 том, что она построена на установлении свя-
зи ненцу акустическими параметрами, неаттестуемыми с поможья
стандартных средств измерений, и аттестуемыми параметрами,
которые характеризуют вкусгическнв свойства физических эта-
лонов. При этом первые из них являются параметрами, регист-
рируемыми с поможью поверяемой двухзлементной акустической
аппаратуры (Ак, Ар. tn), а вторые - акустическими параметра-
ми, присущими данному физическому эталону ( oL, At).
Такая связь вырамается с помомью тарировочной зависи-
мости (рис.33). которая позволяет осуществить переход от
амплитудных параметров, измеряемых двухзондовой аппаратурой
в линейном масвтабе, к параметрам затухания, измеряемым в
логарифмическом масвтабе.
Тарировочная кривая, приведенная на рис.35. рассчитана
применительно к базе зонда, равной 1.2 м. с учетом рабочей
140
Рис.35 Тарироаочные кривые для поверки двухчастотной
аппаратуры в неделях реальных (физических) сред,-
Обозначения: i - для НЧ ( ~ 15 кГц ); 2 - для 84
( 25-30 НГц).
частоты преобразователей. При атом каждой частоте соответс-
твует свой- тарировочная кривая.
Суть предлагаемой методики поверни сводится к то-
му, что во время выполнения поверочным операций прибор пере-
мещают из одной физической модели в другим, регистрируя со-
ответствующие значения относительных амплитуд упругих волн
(относительно уровня сигнала в свободной колонне) и сопос-
тавляют полученные значения с тарировочныии кривыми. Прибор
считается прошедшим поверку, если расхождение между получен-
ными и тарировочныии Значениями поверяемого параметра не
превыиает пределов, оговоренных в ТУ на аппаратуру. Подобная
методика позволяет проводить зталонировку приборов контроля
технического состояния по регистрируемым (индикаторным) па-
раметрам. Для поверки аппаратуры по измерительным параметрам
используют Физические «талоны на основе комплекта калибро-
вочных труб, аттестованных с помощью общетехнических средств
измерений.
Одной из важных проблем оценки технического состояния
обсадных колонн является задача количественного определения
раскрытое™ кольцевого микрозазора на границе цементного
кольца с колонной на основе регистрации динамических пара-
метров упругих волн в широком диапазоне частот. Наиболее
сложной технической проблемой является воспроизведение ста
бильно во времени кольцевых микрозазоров заданной раскрытос-
ти. Эту проблему удалось решить путем создания специали
эированной установки, в которой с помощью изменений внутрен-
него давления достигалась заданная деформация, позволяющая с
высокой точностью и стабильностью воспроизводить необходимое
изменение кольцевого микрозазора (рис.36). Поверочная ус-
тановка подобного типа органически дополняет набор эталонов
на базе физических сред и представляет собой стационарное
средство аттестации комплексной аппаратуры.
1ч.Э
7
Рис.36 Функциональная схема поверочной установки высо-
кого давления <УГ-1 ).
Обозначения: i корпус камеру высокого давив
ния; 2 - затвор; 3 - цементное коль
цо; 4 - 'защитный коыух; 5 - кольце
вой микрозаэор; 6 - вода; ? - иано
метр; 8 - гидропровод; Ч насос вы
сокого давления: 10 - сквавинний
прибор; 1! • линия питания и связи;
12 - пульт регистрации: 13 - блок
литания । УЬК); 14 - осциллоскоп; 15
микроамперметр. .
4.3. Средства метрологического обеспечения
полевого типа
Поверочные установии на иснове физических эталонов поз-
воляет имитировать влияние на анистичесиие параметры практи-
чески всех дефектом технического состояния. Однако их недос-
таток в том. что они могут быть реализованы только в стацио-
нарном исполнении. Чтобы устранить этот пробел было разра-
ботано полевое устройство 9ПК-|. которое позволяет осцщаст-
влять оперативную поверку и аттестации аппаратуры (двцхзон-
довой компановки, типа III и IV) в полевых условиях, т.н.
непосредственно при проведении работ на сквавинах [ 59 1.
Преимуществам такой поверочной установки является оператив-
ность. которая достигалась благодаря способу имитации дефек-
тов, предлодвнноыу в данном устройстве, основанному на
использовании демпфирующих накладок, закрепляемых снарцди на
корпусе поверочного устройства I 119 1. Преимущество разра-
ботанного полевого поверочного устройства заключается в опе-
ративности и надеиности поверочных операций, что достигается
наличием в его составе узла повышения давления, с помощью
которого удается исключить влияние газа, растворенного в
мидкости. заполняющей установку.
4.4. Средства метрологического обеспечения лабора-
торного типа на основе электронного имитатора
среды
Стационарные и полевые средства поверки комплексной ап-
паратуры позволяют увязать измеряемые параметры упругих волн
с конкретными дефектами технического состояния. Однако, с их
помощью практически невозиовно осуществить поверку аппарату-
ры во всем диапазоне изменения ее выходных параметров, опре-
деляемом ее техническими ВозМояностями.
С этой целью было проведено усовершенствование элек-
1ЧЧ
Рис.37 Блок-схема поверочной установки типа УП 1М для
поверки и аттестации двухчастотной широкополос-
ной аппаратуры в лабораторинх условиях.
Обозначения: 1 - корпус зонда: 2 - пульт ЙНК-М:
3 - блок питания: 4 - регистратор:
5 осциллоскоп; б съемник при-
емного узла: 2 - съемник узла из-
лучателя; 8 - УП-1М; Ч - датчик
приемника; 10 - датчик излучателя;
И - обмотки воэбуицепия: 12. 1.1,
14 - соединительные.провода; 15
маслопровод; 16 - насос.
тронного имитатора средн НЦ-1 с цельв обеспечения воз-
иовности его согласования с вирокополосной комплексной аппа-
ратурой. Усовершенствованная поверочная установка УП-1К
(рис.37 Позволяет в условиях ремонтный мастерских и аппарат-
ных цехов геофизических предприятий осуществлять оперативную
поверку стабильности и диапазона изменения основных парамет
ров комплексной аппаратуры при профилактических и регламент-
ных работах. УП-1М была в 19В? году аттестована Госстандар-
тоы и использовалась на государственных и приемочных испыта-
ния комплексной вирокополосной аппаратуры акустического кон-
троля техсостояния обсавенных сквамин ЙКЦ-НВ-4В С 1,11), раз-
работанной в период с 1989 по 198? г.г.
106
Г я а в а !)
0CIID3H МЕТОДИКИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ МАТЕРИАЛОВ КОМП -
ЛЕКСНОЙ ЙИРОКОПОЛССНОЯ АППАРАТУРУ ДЛЯ КОНТРОЛЯ
ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБСАВЕННЫХ СКВАЖИН
Оеноьд не голики интерпретации составляют диагностичес-
кие критерии различного типа, которые характеризует конкрет-
ный диапазон их изменения в зависимости от типа дефекта тех-
нического с!1стч;1:1ия сквамин. В основу разработки количест-
венных и качественных критериев оценки технического состоя-
ния легли результата теоретических и экспериментальных исс-
ледований. приведенные в главе 2 настоящей книги.
5.1. Оценка уровня подъема цементного кольца,
структурно-механических и прочностных
С)j у 5Г-'. t'POHfcfH /Т’ЛС Г': лип и У п
На основе- анализа и обработки материалов теоретических
н экспериментальных исследований, полученних но результатам
изучения влияния прочностных и структурно-механических
свойств тампонажной смеси I 7t, ?‘i ) разработана свод-
ная г ап пицц 5 диагностических критериев, в йотируй вошли не
только анусгичег.кие параметры различных типов волн, возс'уи,
fluesii;?-. в ciiiius.p.HHiiй скважине (продольных и волн Дамба» в ни-
раном 1'11311(13inn- ’йстот . нл гамме и ноэффиыийята корреляции
акустических параметров с данными стлнд.артнуго каротажа
Один из примеров использования данных диагностической табло
цн 5 орингдвн н.п рис.ЗЙ
>• з пииеоцинниго примера водно, чти использование епаг
П'Юти' В'ни?, i'l'iiI си-,.ин па "Снивй nc-nv,триоченот. цииттичапкил
UUfU-r IJ'i'l Illdi, fli'S ) !'.<ieO;IS'.l T 0и И.' 111 T I.. O'lfl-.Li-n
I И117 i.l p I-(t Л J'j ?U Mi Of Xl'lli; . 1’1 I Hint;,OB,111 7 0 - E! 'J SI.1 ИЛИ СЯЛ'.а
IUOi, I ll'ilulKuil ’'ll 111 I 1111'101'7=,ilni'u P. 111 T 5 i f; a Ib’i p.illill'.x iff'i,
1 47
Те&идаа 5.
Схема комплексной янтерпретацм даиншх мфиовшкпшгв ЙК с вели —1——
структурно-механических и прочно глии свойств тамшгааие* смен.
додппв • * .totrwfrt леакяй*>' > « ООСМмЕ = х | м-да X х +. Иг*®* »да.
WWW МЙп 00 вт»«жм?^?г °®° 1*1 k'i^l > xf |^S JpB «»«ь. «*» ч да дав
t Б** Mi IWW — а. - Л. о j Л£| ЛЛ £ > • L^H 1» 4fb в яг U к Ф]^дав
2 «М» д с дани g ггаг' u " I жи мнкммимм rrv ШН > *Оа|«£оЦ«фм « и да <С 44d*>
ИИ» 1М> дас в uba a |t4— « аг
ми б п с даС а£*до4мй s вг вг -< *йН*Ф
(«•!> «*: в {оц^еЛ^ — *£* 0 at к v£
ям*е- шпмм с — III Q гв£ ш?Уей »£>a > ka да *2 |<i£rU40b
„(Н> в£ ( в к“»е — в |ый*е* se да да < |^Ц<дав
5 с и£ вам ubo > 4ЭД*ДО*|фИ № да А2
(1-* |м «: о >£«e 0 Ьг да &г «с
I Б в< ItsaC [«ЙрЛ до »£»o > U?® k$ae -i»4M 1вя| дав кв
ММ* - * и: » ш<|м*й — >£>» о j»4ea=(*£»i юа даг да -£ «*>ЖЙ
7 L»»B с №М?|мГ pMKBAi до >£x> > £* L>D >>*& 'QS ЩВ 05 <$икНв
м* (М) в£ о — >£»o - 0 L><S’i^" |да О» ав < Цр>Ц®^
•м* . »» с «X |u4Tto*^|a»^4. №М >4">B^4hO ЯВ № да < фЦф
.9- <£ в wC>D - в |!»$o0r~|- >*hi адо® як -£ Йн|сМЬ
£ дав.—в и»£ ввС донам» ta‘>« МВ да <ф»Н<Ь
“Ч" «All о |до!до - аьхГ*8 - - №ts да ,*
pci м
ьяаомам» putt*;
СТ73-пм«в» uin мм* «о* «*'
с—i, 1мммм.п«отяий < (ШОй*
4WWHM** WOftf
-*’»»<|-'"’iii"4** “""и
J^^|- яиноом^
Г I
и4Л0ПРО<ИЫИ ШИ1И1 «*»""•
I «(|4»»и«»и •' II*1 '•
и ii'iieoo" *вя»кЛ яс'мим’н
. □»»««>< <1>и.<г1|й*:*ок*Н||гй
г «ямине* ипемом <ло*» «»ч»»тял
Н«10'М|ЧМ|М и1М1Н'ПЫИ *••><!»
скомаык* »о*< («!*<**>“ и пома*
Рис.38 Оценка состояния цементного кольца и его контак-
тов с породой на-основе pel штрещин параметров
продольной волны на двух частотах и волны Лзнйл
в скважинах.
Формирования (интервал' S30-560 м). Такая возможность сумеет--
венно расширяет область применения акустического метода кон-
троля и позволяет более эффективно управлять рецептурой и
технологией применения тампонажных раствс.рог, i 212 i.
Пример, приведенный на рис.39, показнвает возможное!i
отбивки уровня подъема тампонажной снеси по дшьаиическии па-
раметрам низкочастотной продольной волны на ранних сроках
формирования. Подобная возможность с«цпетверно сокращает (в
1.5-2 раза) время контроля 03U, что ускоряет ввод скважины в
эксплуатации.
Оценка .величины темно контлктнпх де-
фектов и характера контакта цементного
кольца с колонной и породой
Подобные оценки выполняются на основании методики., ра-
нее предложенной ( 94, 93, 100 I и разработанной с исполь -
зованием экспериментальных зависимостей, приведенных в
разделах 2.2. 2,3 С рис.1. 6. 9. 10) и полученных с их по-
моцьы критериев, сведенных в табл.6, Результаты применения
предложенной методики иллюстрируются примерами, приведенными
на рис.40, 41.
На рис.40 показан пример выделения в заколонном прост
ранстве вертикального канала различной рагкрытости по ампли-
туде ВЧ-составляюшей низкочастотного сигнала. Полученная за-
пись позволяет оценить не только положение вертикального ка-
нала, но и его раскрытость от 20 до 240 град.
На рис.4! приведен пример выделения интервалов с кон
тактным дефектом на границе цементного камня с колонной в
обсаженной скважине старого фонда Серок службы > 35 лёт).
Приводится сопоставление данных замеров на двух частотах
<ЛкН. йкй) с данными одночастотных замеров при задаваемой
изменении давления в колонне. Сопоставление этих записей по-
казывает. что двухчастотные Замеры дают информацию о наличии
контактных дефектов полностью идентичную той. что получают
при более трудоемкой методике одночастотных измерений под
I5C-
Таблица 5
Типовая интерпретация диаграмм комплексной аппаратуры ЙКЦ-НВ
JHN; Амплитуды | Время 10т5иБка1 Показания ?апиеи I Результаты интег-^Условные;
; ' итносит.сво • 1 нкН | йкь i j i - —•- т ——_ ‘ т ' .0 1 1.0 t f’ j ( A " ‘ j * ‘ ' • I • * -' 1 ; гi <e- 05|< 0.05 , i <U.-’ !>5.n LJL 5.кол.1 Относит. |фен дввд. йр.Н i Am j мире-ft'3- 1 кая j кая I М1>фт . ФКй пре тении j 1 । j j ЗбСЭНаЧг; ННй
4 6 1 8 s 10 л I
1.0 1.0 хор- K0Tr И XO1’ • X' и ПС TpH=tK UH=tK CpHetK Xoti .KO- ft';»; CpH<tK Xop.KO" ЕГи’ПС стоива- зтся отбива- ются не от- ОиваЕ*- Ся не от- бивают- ся Фазовые линия раллельны д.ляДву каналов по есН длине раэвеР- 11 фазовые линии ка- нала НЧ на Л-”’1. ’.ООО мкс сл-аб°гко ррелируются резом:по ВУ к,’Ире ляция отсутст°Ует фазовые линии хо-„ роио коррелирУртсл с разрезом по се длине развертки Фазовые линии хо" рошс коррелир^гтс; г. разрезом по вс длине развертки цемент за колонной етецтетвиет цемент за колонной присутствует, кон- ТактцЕкента с ко- лонной и породи? скользящий, зазор ‘-00 ыкм Цемент присутству- ет. контакт с ко- Л'онной и породой яесткий Цемент присутству- ет, контакт с ко- лонной и породой Жесткий ш ’Щ] i_ j—- —пх* - -j— 1 - -
Прододжение таблицы 6
2 1 4 Г 6' 7 8 9 10 11
;0 2 >0.2 (2-3) Аи* tpH>Ск бьются фазовве линии ка- нала НЧ лдчже кор- реяируютг.я с раз- резов. чек канала цевент присутстжу- ет, меятся дефек- ты объемного пша: разрыв сгигожиосш
сТ и ПС не чет- ко 2
АкН <0.1 АкЬ <0.5 удовл ИГ и ПС tpH>tк tpH>tK уловл. корпел, с КС и ПС не бьются или перстото.канал в случае скользя- <ег» мипаггй с порид&й цемент присутству- ет .скользяей кон- такт цемента с ко- лонной к жесткий - с породой
фазовые линии ка- нала НЧ лучив кор- релируется с раз резок:на канале ВЧ фазовые линии па- раллельны и слабо коррел. с оазрезсм до эСО-600 мкс
йкН< АкВ
<0,1 <0,5 0.1 кори. отсу- тств. tpH>1к не кор- пел. с КС и ПС не бьются фазовые линии ка- нала НЧ слабо кор- релируются с раз- резом цемент присутству- ет.имеет место же- сткий контакт с колонной в сколь-
:—
>0 2 >0,6 (2-3) Йо» tpH>Ск не бьются ЗЯммй - с породой цемент присутству- ет. имеет место скользящий контакт с колонной я не- герметичность ко- лонны
слабо фазовые линии ка- нала НЧ коррелиру- ются с оазрезом на больших длительно- стях (1 мс); фазо- вые линии ВЧ не коррел. с разрезом
корр. не кор— рел. с КС и ПС 1
С м и ПС
йкН<ЙкБ 1 1
Продолаение таблицы 6
fio - уровень «умовога фона от движения прибора
ОЗНАЧЕНИЯ: 1 цемент от- г 1 месткии оутствует t j контакт "Т"| i ~ скользяаий 1) контакт
[КГ“ ! канал в цемент- _ негерметич-
I IHVJ н м камне ------- ность колонна
Рис..39 Пример orfi-irKK дроли? подтема нсмеитнш о раст-
вора г ОЦР) и ирония иеиснтногп кольца ((lllli)
на ранних сроках фприипииаиил т<1мпои<»я1иог» смеси
но заморам комплексной .шп.||лтцрой ПКИ-НК -If.
Рис.40 Припер отбивки подъема цементного раствора и вы-
деления каналов в цементном камне па М состав-
ляющей сигнала на ранней стадии >р»рмировация.
Обозначения: 1 - кольцевой канал с рас.цритостьв
Ф-210-360 : 2 канал с рлгкритостьв
tp = 160- 180 ; 3 канал с раскритостьв
Ч> =20-60° ,
(та-i ЯВ* *--J i«-‘
Рис.41 Сравнение Эффективности сценки величины эффек-
тивные контактный мйкрозазорбв акустический ме-
тодой При заДаМейОй изменении даплення в ко-
лонне и ДвуХч«сtоTHим акустическим методом при
неизменной давлении в колонне.
Обозначений: 1 - область йикрозазоров; 2 - ин-
тервал заиоЛонноГо перетока; 3 - от-
верстий в колонне; 4 - величина эф-
фективного ййкрозазора в мим.
I >б
давлениям 1 146 ). При этом выделенные участки с аномально
больюой раскрытостья контактных дефектов выли вскрыты свер
лениен с цель» оценки их гидропроводности. Последуюмив исс-
ледования под давлением вскрытых перфорацией интервалов по-
казывают, что гидродинамической сообмаемостыс обладают об-
ласти контактных дефектов расирытостьтс более ВС мни, что
хороио согласуется с данными других исследователей ( IB2.
163).
Возможность оценки раскрытое™ контактных дефектов не
границе цемента с колонной позволяет дать прогнозную оценку
расхода по ним пластового флюида или газа при соответствую-
Мем перепаде межпластового давления. Расчетным путем была
разработана номограмма,' которая позволяет по установлен-
ной раскрытоети контактного дефекта давать подобную оцен-
ку (рис.42'1. Важность описанной операции очевидна и не вызы-
вает сомнении, особенно, если речь идет о прогнозе заколон-
ных сообщений к газу, что является немаловажным фактором в
борьбе с межколонными проявлениями. Наиболее сложной задачей
яв/яется оценка состояния контакта цементного камня с поро-
дой. В зтон случае необходимую информацию можно получить с
помчмью регистрации полных волновых картин упругих волн в
виде ФКД [ 100 1.
На рис. 43, 44 приведены примеры, иллюстрирующие воз-
можность получения дополнительной информации о состоянии
контактов на границе цементного кольца с колонной и породой
в терригенной и карбонатной частях разреза. В первом случае
дополнительную информацию о состоянии контакта с породой по-,
лучают на основе оценки степени корреляции акустических па-
раметров с данными электрических методов (КС. ПС), а во вто-*
ром - с данными радиоактивных методов (ГК, НГК).
В практике геофизических исследований встречаются слу-
чаи, когд4 степень достоверности заключений о наличии дефек-
тов того или иного типа значительно снимается. Особенно час-
то такая ситуация возникает в высокоскоростных карбонатных
разрезах ( 142 1. В этом случае дополнительные сведения мож-
но получить с помощью фаэокчрреляиионпых диаграмм, информа-
тивность которых при работе на разных частотах значительно
157
Рис. 42 Ноиограииы для определения величины раскрытое™ условных кольцевых микрозаэоров
на границе цементного каина с колонной и подсчета расхода через них пластовой
вода и газа.
Обозначения: дР - градиент пластового давления; 1.2.3,4 - для воды; 1.11.Hi.
IY.Y - для газа; I - чистий цемент; II - цемент+нефть; III - цеиент+
пленка нефти на трубе: 1Y - цемент+смолопесчаное покрнтие; У - це-
иент + O.OtZ Й1.
Рис. 43 Припер совместной интерпретации Диаграмм одно-
частотной, двухзондовой аппаратуры и ФКД.
Обозначения: f"=| плотный ПГТП[П скользямий
I -_-=3 Контакт llulliil контакт
159
пооышается. Это хорошо иллюстрируют данные, приведенные на
рис. 43, 44.
5.3. Выделение интервалов заколонных пере-
токов и иест негерметичности колонны
Выделение интервалов заколонных перетоке^ и мест негер-
метичности колонны осуществляется по методике I 93-95, 9? 1,
разработанной на основе экспериментальных зависимостей,
приведенных на рис.22. и данных сквашинных наблюдений, ко-
торые позволили составить сводную таблицу диагностических
критериев г табл.7)
Результаты применения разработанной методики иллюстри-
руются примерами сквашинных исследований, приведенными на
рис. 45, 46, 47.
Пример, приведенный на рис.45, показывает возможность
выделения положения локальной негерметичности колонны по
регистрации интенсивности гидроыумив, вызванных потоком жид-
кости через отдельную негерметичность (спецотверстие) в ре-
жиме притока или нагнетания. Эти работы показали низкую эф
фективность ремонтных исправлений, предпринятых для обеспе-
чения изоляции заколонного пространства в интервале артин-
ских и каииро-подольских отложений скв.1246 Туйиаэинской
площади.
На рис.46 приводится пример выделения заколонного сооб-
щения, расположенного выше интервалов перфорации в нагнета
тельной скважине. Часть аномалий зарегистрированных гидрони-
мов связана с потоком жидкости через интервал перфорации в
пласт, а часть - с потоком по заколонному пространству в вы-
шележащие горизонты. При этом наличие сообщающегося канала
подтверждается реакцией амплитудного параметра йк на измене-
ние давления репрессии при закачке.
На рис.47 приводится пример выделения заколонного дви
жения жидкости в интервале низкого качества цементирования в
неперфорированной скважине. Пноиалия гидрошумов приурочена к
кунгурскому ярусу, имеющему в данном районе гТуйиазинск.гя
Та&лжцв 7
Диагностические критерии выделения негерметичностей
и заколонных перетоков по вггенсинности гидромдмов
\ Ре»и»ы \ э-кскяуа- \тацим \нважины Преобладавшая диаметром 15 частота гвдроидиов от дефектов негерметичности (f. кГц) в колонне :и и сс о тио венке япемсивности частотнях составлявших МВЧ/ОГИЧ
L Расход пакости £| (киб.и 'сдт)
Тип дв\ фекта \ гев»е- \ пнассти \ колонны \ 80 кдб.и/сдт IftO кцб.ш/срт
Нагнетание Изями Нагиетайме itSJBB
£ f fl f2 fifk/ М! Д f fl £2 М2/ Ml Д f fl f2 ЙГ2/ Ml Л f fl f2 М2/ Ml
1 э з 4 5 6 7 8 9 10 1! 12 13 14 15 16 .17
Одиночное отверстие 0.5- 30 1.0 15 2.1 0,5- Зб - 15 3.0 - - - - . - - - -
Грцппа от- верстий Iперфарац.) °*5- 36 1.0 15 0.2 0.5- зб 1.0 15 0.85 0,5- Зб 1.0 15 0.47 0.5- Зб 2.2 15 1 2
1ель 0,5- Зб 1.2 15 0.17 0,5- зб 1.2 15 0.12 0.5- 30 1.0 15 0,24 - - - -
Канал в цементном кольце 0,5- 36 1.0 15 0.88 0,5- зб 1.0 15 1.0
Рис. 45 Пример вмулення интервала заколонного перетока
вблизи места негерметичности колонны (спецдыры )
с помочью аппаратуры ЙКЦ-НВ-2.
Обозначения: 1 - нагнетание 500 м’/сут; 2,3.4 -
нагнетание 80 м’/сут; 5 - излив 40
м3/сут. '
Рис.4fi Пример выделения перетока ₽ неперфорированной
колонне по записям ein'i.ipaTiipu OKU-НВ-48.
Обозначения: 1 - к лил: - - перфорация; 3 - пе-
реток: 4 - петой.
164
ис.47 Пример определения перетока с перфорированной
колонне по записям аипарлтчри ПКЦ 11В-4И.
Обозначения: 1 - интервал заколонного перетока.
165
пл Башкортостан) аномально высокое пластовое давление,
которое приводит к излнву пластовой жидкости в заколонное
пространство и дальнейшему ее перемещению по дефектам це-
ментного кольца в нише- и вышележащие горизонты. Наличие за-
колонного движения видкости было установлено по замерам ин-
тенсивности гидрошумов одновременно с регистрацией амплитуды
продольной волны, распространявшейся по колонне, выполненным
за один спуско-подъеы комплексной аппаратурой ЙКИ-НВ-48.
Преимущество предлояенной методики заключается в том,
что она позволяет за один спуско-подъеы получить дан-
ные о наличии дефектов герметичности в заколонном пространс-
тве или колонне и установить факт двикения по ним скважинной
или пластовой видкости. Это дает возможность разделить де-
фекты герметичности на пассивные, т.е. без Движения жидкос-
ти, и активные, по которым происходит движение пластового
или скважинного Флюида, что позволяет принять оптимальное
решение о необходимости ремонта и его технологии с учетом
приемистости дефекта и особенностей конкретного тампонирую-
щего материала для изоляционных работ.
Весьма перспективным оказалось применение шумового ме-
ханического каротава для выделения интервалов, с повышенной
коррозией внутренних стенок обсадной колонны [ 62, 64 1. Ис-
пользование механических датчиков специальной конструкции
< раздел 2.6), которые закрепляются непосредственно на уз-
ле широкополосного приемника скваминного прибора, позволило
получить дополнительную информацию о степени коррозии экс-
плуатационных и нагнетательных скважин (рис.48).
На рис.46а показано, что повышенная интенсивность меха
нических шумов в интервале 45-50 м приурочена к негерметич-
ности колонны на глубине приблизительно 20 м, появление ко-
торой. очевидно, является следствием интенсивной коррозии ее
стенок.
На рис.486 участок интенсивной коррозии приурочен к ин-
тервалу перфорации и вызван абразивным износом колонны при
закачке технической воды в пласт под высоким давлением. Цен-
ность получаемой таким, относительно простым способом, инфор-
мации заключается в возможности прогнозировать развитие кор-
1.66
«< ms
Э 2 ЕЭ 4
м в
Рис.48 Выделение интервалов коррозии и мест нарушения
герметичности обсадных колонн с помощью датчиког
механического каротажа.
Обозначения: 1 - негерметичность, 2 - перфорация,
3 - переток за колонной, 4 - переток
через негерметичность, 5 - коррозия.
розненных процессов, увязывать их появление с особенностями
применяемых технологических процессов и предсказывать воз-
момность образования негерметичностей колонны.
5.4. Обоснование необходимости совместного приме
нения акустической дечхчастотной аппаратчры
с аппаратурой гамма-гамма каротс-яа
Ча основании анализа диаграммных материалов раздела 5.2
иояно сделать вывод о том. что наиболее сляжнни для интер-
претации является случай локального совпадения дефектов объ-
емного и контактного типов. Из зависимостей, представленных
на рис.45. следует, что по мере роста величины микрозазора и
уменьшения угла раскрытия кана-ь? значительно сокращается об
лить уверенного определения типа дефекта. При атом слож-
ность проблемы надеянпй идентификации усугубляется тем. что
при наличии неплотного контакта (0^).' значительно возраста-
ет неопределенность в выборе характеристик (графиков), необ
ходгмых для оценки величины объемно контактных дефектов.
Так, например, при неизвестной веиичиде кольцевого иикроза-
-.чора одному значении йк/йи или йеч/йвч соответствует два.
значения угла раскрытия канала (рис.49. кривые 1 ,? или .
4). В связи с этим для однозначной оценки одного из этих
Факторов по амплитудным характеристикам акустического г.игпг
ла необходимо знание величины другого
мер. для оценки величины микрозазора
фактора. Так. напри-
6 нуяно знать величи-
не; расирытости объемного дефекта (вертикального канала) и
наоборот.
Из ряда работ I 41.207 j известно, что диапазоны ччвг.г-
вительнос . и акц с т ич е с кеч ; । и гамма-гамма методов по некоторым
тигрм дефектов цементирования в отдельных случаях мпоуТ сев -
падать, а в ряде случаев могут значительно различаться. Чаще
всего что имеет место при выделении дефектов Цйментиучв.ания
объГМ'Г)!") ТИШ .
Результатами исследований, грнзедепннми в разделе
- 'ыло показано, что чувствительна-. гь аку-.т.ичас.ш-о ме.то-
Cl 40 60 tfo 160 200 240 2Д0 WO MO t/p-d
Рис.49 Зависимости ко^ффиииоита ijtijx-uihj нролольной вол
НН ПО колонне »Z К > . ИТНиСИТпЛСПиЙ . 1М!1ЛИТ’)ДН ВЧ-cci
А с®
отделяющей ( А &ч /Рйч ) и о' Ш" ительппи и о ггнсиннос -
ти рассеянного гаммаизлечения (Поти 1 иг цгла рас-
крытия канала < 1р ) п цимснтичм нчлгцг при наличии
трех кольцевых зазорна ( S ) м< жлч длинной и цв
ментом.
Обозначения: 1,2. '5,4,5,0 -Z к = Fit ip ); ?.К,9^-
А кв /йс‘в = Fz( tp i; Ю - □ отн Езi Lp ) .
* Зэнисимость Зоти - Fji ip ' 3 1ИМ< TBDI ,И 1 H I p.lOo
ты (14<2 ].
.1 h
да К контактный условиях в значительной степени определяется
частотой упругих колебаний. При этой было установлено, что с
понижением частоты возрастает чувствительность к контактным
дефектам больней раскрытое™, т.е. увеличивается глубинность
метода.
Что касается гамма-гамма метода, то его чувствитель-
ность к присутствии вещества в пространстве, окружающем
ствол скважины, определяется, в основном, энергией гамма-
квантов. При этом с ростом их энергии глубинность метода
увеличивается. Разрешающая способность гамма-гамма метода по
объемной плотности вертикально-слоистой среды, окружающей
измерительный зонд, определяется сочетанием энергии гамма-
квантов с размерами измерительного зонда, обеспечивающими
в совокупности необходимую глубинность исследований 1 42 ].
На основе изломанного становится очевидной необходи-
мость преимущественного использорания акустического метода
для оценки контактных условий в вертикально-слоистой среде,
которую представляет собой конструкция обращенной скважины,
а гамма-гамма метода - для определения объемной плотности
отдельных составляющих ее цилиндрических слоев.
Идея комплексного применения акустического и гамма-гам-
ма методов неоднократно обсуждалась в научной и методической
•литературе ( 145. 206 1. однако реальное ее использование
ограничивалось в определенной мере недостатично высокой эф-
фективностью серийной аппаратуры АКЦ (табл.14).
Разработка двухчастотной акустической аппаратуры, диа-
пазон чувствительности .которой к объемным и контактным де-
фектам расширен почти в 2 раза (табл.14), создает реаль-
ные предпосылки для оптимального решения проблемы совмег-тно-
го применения обоих методов.
Таким образом, при наличии сложного сочетания дефектов
объемно-контактного типа размер (раскрытоеть) объемного де-
фекта необходимо определять по данным гамма-гамма метода с
использованием известных палеточных зависимостей (рис.49,
кривая 10), после чего установленные значения угла раскрытия
канала могут быть использованы для определения (с помощью
графиков 1-2: 3-4: 5-6; 7-8-9; рис.49 и величин относитель-
но
ных амплитудами и йкв или Овч) раскрытое™ среднего кольце-
вого зазора и .
Возможность проведения замеров относительных амплитуд
на двух частотах позволяет значительно уменьшить неопрене
ленность оценки величины искомого параметра.
ria рис.50 показан пример совместного использования
двухчастотной акустической аппаратуры и гамма-гамма аппара-
туры на обсаженной скважине больного диаметра [-3 (Мекчадин-
ская площадь). Рядом для сравнения приведена запись диаграмм
двухчастотной аппаратуры на скв. М-2, пробуренной позднее в
тех же условиях. В последнем случае запись гамма-гамма мето-
дом не выполнялась.
Сопоставление записей, выполненных двумя разными мето-
дами в первой случае (скв.Г-3), позволяет легко выделять
участки наличия сочетания двух дефектов - контактного и объ-
емного, тогда как во вторам случае (.скв .М-2) такую операцию
выполнить гораздо сложнее.
Положение «знала ' или полости) в цементном кольце соот-
ветствует участкам, где показания гамма-гамма метода попада-
ют г интервал между "линией цемента" и "линией раствора"
I 42 . Выделенные в исследуемом интервале каналы характери-
зуются. в основном. незначительней протяженностью (2.5-3 м)
и небольшим углом раскрытия (35-6С- град.).
Есе выделенные каналы, кроме интервала 508-513 м. со-
провождаются кольцевыми микрозазерами с раскрытостью в пре-
делах 30-40 икм. Исключение составляет интервал глубин 300
320 м. где довольно протяженный канал (примерно 15 и) сопро-
вождается микрозазором раскрытое™» около 80 мки.
5.5.
Выделение мест прихвата бурильного инструмента
и оценка его характера в бурящихся скважинах
Изучение.закономерностей повеления динамических и кине-
матических характер •'•-.тик упругих волн различного типа (про-
дольные, Лэмба) в зависимости от воздейстгия на обсадные
трубы -окружавших горных пород f подраздел 2.4) показало
ис.50 Результаты исследования качестна цементирования
сипании с кйлпннйми бального диаметра (426 ми)
комплексной агип-ературий йКП-НВ-1 сппмпстно с
аппаратурой ганиа-гаима-коритле.
возможность обнаружения интервалов плотного прилегания н ним
горных пород.
Анализ и обобщение диаграммных материалов акустического
метода, зарегистрированных при-прихватах бурильного инстру-
мента в различных гволого-техничзских условиях, позволили
получить статистические зависимости временных и амплитудных
параметров в виде гистограмм для различных типов прихвата
(рис.51).
Полученные гистограммы позволяй? определить диапазон
применения количественных критериев, необходимых для оценки
места и характера прихвата борового инструмента в сква.»ине.
На основании разработанных критериев была предложена
методика выделения мест прихвата акустическим методом и
оценка их характера (категории) [ 99 I; Тан, например, одно-
сторонние типы прихватов, к которым относятся прихваты I и
II катеттоии гталги вг-здеймауа*. на 'кинематические пара-
метры акустического сигнала в отличии, от прихватов
III категории, где диапазон их изменения в 6-8 раз больше
(pi+c. 51. 52). ито касается динамических параметров, то диа-
пазоны их изменения для случая различных типов прихвата от-
личаются не так сильно. Основное их различие заключается в
разнице абсолютных значений. Применение разработанных ирите
риев позволяет с достаточной для практики товарностью
оценивать характер прихватов бурового инструмента и колонн,
что обеспечивает высокую эффективность работ по их ликвида-
ции.
Кроме того, предложенный способ выделения мест
прихвата ; 122 I предусматривает проведение замерев в стати
чес,ком и динамическом режимах, т.е, при неподвижной колонне
и в колонне под натягом либо при расхаживании, что позволяет
путем сравнительных замеров давать более достоверную оценку
характера прихвата. Реализуема описанный способ выделе! :я
прихвата инструмента с помощью одной из малогабаритных мо-
дификаций разработанного ряда широкополосной аппаратуры: в
термостойком (Ж!-НВ-48), либо нетермостойком (AKU-HB-36)
исполнении.
На основе обобщения и анализа результатов интерпретации
Рис.51а Схема прихвата бурильного инструмента горной по-
родой и поломеуие акустического зонда в процессе
измерений.
17ч
Рис.516 Пример виделения места прихвата II рчдл акусти-
ческим метолом.
Обозначения; I - место прихвата.
I 7 5
ТИП Г1РИХПЛТА
Риг,51в Гистограммы цианазинов изменения амплитудно-
временных параметров р зависимости от типа при-
хвата.
Обозначения: I - прихват от перепада давления;
II - прихват в желобе; III - прихват
от обвала .
176
Опрелелвии» мест* при*»*т* ирного инструменту
Рис.52 Пример определения места прихвата III рода аичс-
тичесмим методом.
Обозначение: I - место прихвата.
Рис.55
Типп®ал г'<,гМ1 нсмплек'-;|оЛ ;’“т°рпре :эциц данных х’’Р‘.ионоловК1эй ( двухч'
акц? ',Чй'.'t’jbu ::ind ЙКЦ HR
ТОТНГ5Й )
диаграммных материалов, полученных комплексной широкополос-
ной (двухчастотной) аппаратурой при решении задач выделения
и оценки дефектов объемно-контактного типа на границе ценен
та с колонной и породой, интервалов заколонного сообщения и
негерметичностей колонны-, была разработана типовая схема
комплексний интерпретации с использованием данных стандарт-
ного каротажа и фазокорреляцианннх диаграмм (рис.53).
представленная схема, позволяет обеспечить оперативную обра-
ботку полученных материалов ГИС на уровне качественных оце-
нок, что монет служить основой для выдачи предварительных
заключений сразу после завершения скважинных исследований.
Для количественных оценок при интерпретации необходимо прив
лекать количественные критерии, приведенные в соответствую-
щих таблицах 4. 5, 6.
I JI d В d 6
ПРОГРАММА АВТОМАТИЧЕСКОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ С ЦЕЛЬЮ ПРОГ-
НОЗА ИЗОЛЯЦИИ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА
ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИН
Комплексная аппаратура акустического контроля техничес
кого состояния обсаиенных сквамин. входящая в разработанный
универсальный параметрический ряд, обеспечивает получе-
ние достоверной информации за счет регистрации и измерения
большого количества амплитудно-временных параметров упругих
волн различного типа (разделы 3.1; 3.6). В атом случае
обработка и интерпретация полученных параметров традиционным
( ручным ) способом представляет собой достаточно слоиную и
трудоемкую задачу. С другой стороны привлечение для интерп-
ретации только акустических параметров, зарегистрированных
указанной аппаратурой, не обеспечивает необходимой достовер-
ности заключений и требует использования для ее повышения
дополнительных данных. В этом случае возиомность оперирова-
ния большим количеством Факторов ( > 10-15) с помощью 'руч-
,ной" обработки становится практически непосильной и требует
привлечения компьютерной техники.
0.1. Выбор критериев оценки изоляции заколон-
ного пространства на основе данных ГИС и
результатов опробования
Ли начала разработки программы автоматической интерпре-
тации данных акустического метода контроля в терминах изоля-
ции необходимо было установить объективные критерии оценки
различных типов изоляции конкретных интервалов. С этой целью
привлекались данные сопоставления заключений о характе-
ре насыщения пластов по данным ГИС с результатами их опрп'бо-
чиС
вания. а такте данные о верхнем или нижнеи положении ближай-
мего (к продуктивному) водоносного пласта,
Тип изоляции выбранного продуктивного пласта определял-
ся на основании следующих признаков, разработанных на осно-
ве предварительного анализа ленник испытаний и ГИС:
1 . _ случай наличия изоляции
а) результат опробования совпадает с заключением по
ГИС - получен ожидаемый приток (нефть или вода);
б) результат опробования не совпадает с заключением пп
ГИС - ожидаемого притока не получено (сухо);
в) получена безводная нефть и? соседних перфорированных
интервалов при прогнозе по ГИС притока нефти с водой;
2 , „ случай неопределенной изоляции
а) заключение о насыжвннпсти пласта пп ГИС неоПределе.н-
ное (характер насыщения не ясен);
б> получен и« <.'-яладни.х.ясли г.»веемых интервалов обвод
ненный продукт при прогнет по ГИС.отсутствия воды;
в । получение обводненной продукции при наличии водонос-
ного пласта нал нефтеносным:
3 . , случай отсутствия изоляции
а) результат опровсвання не, совпадает с заключением по
ГИС; вместе- одного продукта получен другой или их смесь
। нефть * кода): ь
б) пглучен обводненный продукт из соседних перфориро
ванных интервалов при прокисав пп ГНС притока из ипидогг.
перфприоованнсгс илиста нефти лиГ-о елди*.
е » П'тлучячие '1>;вплненн1'|( црпд'ууц-ии при наличии водонос
него пласта ниже нефтеносного.
Принятые геолого-геофизические критерии и определяемые
с их помощью типы изоляции были опробованы иа 41 перемычке в
7 разведочных скважинах Среднего Приобьч, иг следованных
двухчастной комплексной аппаратурой типа йКИ-№-80. и дали
хорошую сходимость с результатами испытаний.•
6.2. Исслелс'яанке и анали-т влияния различных
гволйгч--тнхьс.’1евких Факторов на кочует-
во изоляции заколонного пространства
Качество изоляции заколонного
пространства является
следствием влияния большого количества факторов различного
характера: геологических, технологических и технических [20-
24, 35. 40 ]. Оценить связь и степень влияния каждого типа
факторов (или их совокупности) на качество цементирования <в
том числе в терминах изоляции) можно с помощью различных ме-
тодов математической обработки, например, дисперсионного
анализа. С целью оценки степени связи отдельных •геолого-тех-
нических и геолого-технологических факторов, косвенно или
прямо влияющих на процесс разобщения пластов в обсаженной
скважине, с конечный результатом освоения продуктивного
пласта были выбраны следующие из них. характеризующие 34
скважины, пробуренные на площадях Среднего Приобья:
1. мощность верхнего водонь-ногс пласта - Ъвв:
2. расстояние от граничных перфорацион-
ных отверстий до верхнего водоносного пласта -1пв:
3. расстояние от граничных перфорацион-
ных ‘тверстий до нижнего водоносного пласта - 1пн:
4. эффективная мощность продуктивного пласта - Ьэф:
5. мощность нижнего водоносного пласта - 8сн:
6. толщина глинистой корки 71к:
?. плотность бурового раствора - /бр;
Ч. плотность исходной сухой тампонажной смеси Усц:
9. разность плотностей цементного и бу-
рового раствора Д Р .
Для выявления связи вышеперечисленных геолого-техноло
гических факторов с качеством цементирования был применен
метел дисперсионного анализа, который основан на разложении
общей дисперсии на составляющие, порождаемые действием от-
дельных независимых Факторов. В зависимости от числа иссле
дуемых факторов дисперсионный анализ может быть одно- или п-
факторным, В данном случае был применен однофакторный анализ
[ 33 I. Технически дисперсионный анализ осуществлялся путем
составления специальных комбинационных таблиц.
8 конечном счете для каждого интересующего фактора вы-
числялась величина факториальной И остаточной ^диспер-
сий. Их частное 0 = бТ/?/ при соответствующих значениях
f , fz '(i - я-' fu - м~8- где: 8 " числа заполненных кле-
ток таблицы. N число скважин (сравнивалось с табличным ко-
эффициентом Фишера при уровне значимости 0,20). Если ве-
личина (9 оказывалась больше величины . то это слупило
признаком наличия связи между соответствующим фактором и
изоляцией продуктивного пласта. Для придания результативному
(искомому; признаку, т.е. качеству цементирования скважин,
количественного значения было принято, что случай, когда
продуктивный пласт дает при перфорации безводную нефть или
нефть с содержанием воды менее Ю'Х. оценивается как "1", а
случаи, когда пласт дает при перфорации нефть с содержанием
вода свыше 1ОХ или чистую воду - оценивается |'ии "О".
Конечные результаты анализа показаны в табл.8. из кото-
рой видно, что из всех исследованных геолого-технических
факторов только три имеют наиболее тесную связь с изоляцией
продуктивного пласта: это эффективная мощность пласта, раз-
ность плотностей цементного и бурового раствора, расстояние
от граничных перфорированных отверстий до нижнего водоносно-
го пласта (т.е. фактически мощность перемычки).
Анализ полученных зависимостей показывает, что качество
разобщения повышается при:
а; значениях разности бурового и тампонажного растворов
в пределах С.5-0,65 г/куб.см: 0,5-0,55 г/куб.см; 0.55-0,6
г.'куб. см;
б) значениях мощности перемычки - 5-10 м и 20-25 м;
в) значениях эффективной мощности продуктивного пласта
5-10 м.
Помимо выявления связи некоторых гполого-технологичес
ких факторов с изоляцией продуктивных интервалов была пред
принята попытка оценить информативность выбранных факторов
относительно их влияния на качество разобщения пластов. Для
этой цели были привлечены методы математической статистики с
применением методики диагностической процедуры 11].
Для анализа были взяты 34 скважины и 12 геологе- техно-
логических фзк проц, оказывающих влияние на качество рззоб
: I, :>
Таблица В
Таблица результатов дисперсионного анализа
Наименование фактора Й? & & бмводм
t. Разность плотностей цементного и бурового
растворов 0,075 0.1305 1.74 1.5 связь имеется
2. Расстояние от граничных перфорационных
отверстий до нижнего водоносного пласта 0,129 0,206 1.6 1,5 связь ммеется
3. -Эффективная модность предиктивного пласта 0,147 0,239 1.62 1.6 связь имеется
4. Плотность бурового раствора 0,14 0.165 1.16 1.5 связи нет
5. Годность верхнего водоносного пдаста 0.23 0,25 1.09 1.6 связи нет
б. Плотность исходной сухой тампонажной смеси 0.199 0,19 1.05 1.7 связи нет
7. Расстояние от граничных перфорационных
отверстий до верхнего водоносного пласта 0,216 0,256 1.2 1.6 связи нет
8. Толмина глинистой корки 0,28 0.126 1.6 1.7 связи нет
9. Модность нижнего водоносного пласта 0,214 0.1796 1.19 1,6 связи нет
«вния пластов. Качество разобщения оценивались пи одном'.!
Признаку - отсутствии обводненности нефти при освоении сива-
1ИН.
При расчете информативности каидзго фактора рассматри-
вались интервали, изолирующие продуктивный пласт от водо-
носного. т.е. фактически интервал перемычки. Всего в ciflpa
ботке участвовала 4S перемычек.
Чтобы выяснить информативность (значимость) какдого
фактора, воздействующего на процесс разобщения пластов, ис-
пользовали основное соотношение диагностической процедуры,
которое базируется на отношении вероятностей неуспешного (1)
и успешного (2) исходов работ. Так, если факторы^... %...
ft 1... /tn можно разделить соответственно на г...р..
интервалов, то соответствующий диагностический коэффициент
определится. по формиле‘.л
PWJ ( 2Э ’
где:
L z<- Nt
- эмпирические вероятности исходов,
N^i, N?i - число неуспешных и успешных операций при значении
i-oro Фактора на J-ом интервале его значений:
N^. N2 - общее число неуспешных и успешных операций по це-
ментированию.
Информативность каждого из факторов, т.е. вклад его в
диагностирование, определяется по формуле:
Из всего числа геологе технологических, факторов инфор-
мативность быда определена для следующих двенадцати:
1) относительная кавернозность перемычки - Jt кав:
g ) относительная толщина глинистой корки против водо-
носных пластов - F гл.к.:
165
3) относительный коэффициент плотности цементного раст
вора - У отн.:
4) разность плотностей цементного и бурового раство-
ров - & Р :
5) моцность верхнего водоносного пласта - Ьвв:
б) плотность бурового раствора - j бр:
7) плотность исходной сухой тампонаяной смеси -J5 : j
8) плотность цементного растовора - j up;
9) расстояние от граничных перфорационных отверстий до
ниинего водоносного пласта - 1пн:
10) расстояние от граничных перфорационных отверстий до
верхнего водоносного пласта - 1пв:
11) эффективная мощность продуктивного пласта - Ьэф;
12) мощность низшего водоносного пласта - Ьвн.
и результате выполненных нами расчетов была составлена
диагностическая таблица (тайл.2'. в которой факторы рас
половены в порядке убывания статистической информативности
.1. стращающей степень алияния .данного Фактора 1^1 на резуль-
таты цементирования.
Как видно из таблицы, наиболее информативными факторами
являются следующие-;
1) величина интервала перемычки - 1п:
2) относительная величина каверноэности - кав:
3) относительная величина толщины глинистой корки -
гл.к.
6.3. Анализ корреляционных связей показаний ши-
рокополосной двухчэстотной акустической це-
ментометрии с данными стандартного каротава
Иля выявления влияния свойств породы, слагающей разрез
г. кзавины, на качество цементирования, определяемое акусти-
ческим методом с помощью широкополосной двухчастотной аппа-
ратуры йКЦ-НВ вычислялся коэффициент корреляции.
Корреляция оценивалась пи следующим параметрам, полу-
ченным двухчастотной аппаратурой: ПкН. Йк8. йрН. ТрН. ЙрВ,
186
Таблица 9
Таблица показаний статистической информа-
тивности геолого-технологических факторов
XI Интервалы измерения X Дк( X j Информатив- ность
1 2 3 4
1. Величина интервала перемычки 16-20 2И0 • -2.84 -1.02 3( Х4) = 0.58?
2. Относительная вели- чина каверноэности 0.1-0-2 0.2-0,4 -1.33 1,98 3( Х2)--0.24
3. Относительная толщи- на глинистой корки 4. Мощность верхнего водоносного пласта 5, Плотность исходной 0,4-0,6 0.6-0,8 0-0,05 0,06-0,1 0.11-0,2 0,21-0,25 0,26-0,3 1-5 6 10 11-15 16-20 21-25 26-30 1-10 3?72 1.3 -0.24 -0,3 -2?9 -0,92 J(Xj 1-0,084 3 (Xif) = O. 029
сухой таыпонаыной 11-20 -0.56 3 (Xs) = 0.029
смеси 21 -30 -
6. Расстояние от гранич- ных перфорационных отверстий до нищего 1-10 11-20 21-30 2.64 1,4 3(Х6)-0 063
водоносного пласта — 31 -40 -
Продолвение таблицы 9
1 2 3 4
?. МоВНОСТЬ НИВН8Г0 во- 0-23 ЛХ| )=0.061
йойосного пласта 1
8. Расстояние от граним-
них перфорационных отверстий до верхнего 1:^ J( Xf Л0.058
водоносного пласта • -
м-ои
9. Плотность бурового раствора И! -0.66 if 3( Х$)=0.042
10. Разность плотностей И.55 -
цементного и бурово- 5-о.во — 3(Х^ = 0,04
го растворов -1.24
11. Плотность цементно- t.? м.?б .1(Х^) = 0,039
го раствора 1.? М ,82
12. Относительный коэф- 0. 1-р о.з 3( Х^О, 03?
фициент плотности цементного раствора 0.1 -0,1
tpB и стандартного каротажа КС и ПС с «агон дискретизации,
по глубине равным 10 и. Корреляция была проведена по 5 раз-
ведочный сквавинам Среднего Приобья:
скв. 109 Севере-Покачевской плоиади
скв. 12 Куррагонской площади
скв. 15? Выинтойской площади
скв. 123 Западко-Котухтинский площади
скв. 129 З’.падно-Котухтинской площади.
Для вычисления коэффициентов корреляции испол!.совалась
программа PROC, N1. Программа PROG N1 находится в библиотеке
загрузочных модулей. UNIIG1S.LOAD. В результате оценки степе-
ни корреляции было установлено следующее:
1. 1 при вычислении корреляции по данным, выбранным с ша-
гом дискретизации через каядые 10 и. получается больший и
незакономерный разброс значений коэффициентов корреляции:
2) отсутствует закономерная связь коэффициентов корре-
ляции. параметров акустической цементометрии и кривых стан-
дартного каротала, в связи с чем по ним трудно сделать вывод
о характере цементирования заколонного пространства (хоро-
шее, частичное, плохое, отсутствует);
3) для болея надемного подсчета коэффициентов корреля-
ции необходимо выбирать наиболее протяженные интервалы, для
которых качество цементирования является однородным:
4) необходимо введение коэффициента множественной кор-
реляции по четырем параметрам, регистрируемым двцхчастотпой
аппаратурой, с данными стандартного каротаяа:
АкВ. ЙкН. ЙрН, tpH —КС
АкВ. ЙкН, ЙрН, tpH •—г- ПС.
С учетом выше изложенного была проведена корректировка
методики вычисления коэффициентов корреляции данных ЙКН-НВ
с данными стандартного каротаиа. Результаты такой обработки
показали, что для хорошего качества цементирования (йк/йк -
0-0,05) коэффициенты множественной корреляции йкН. йкВ с ПС
и КС для выбранных рабочих частот будут иметь значения
< 0,15. Для ЙрН - коэффициенты множественной корреляции с ПС
находятся в пределах 0,15-0.35; с КС - 0.15-0.40. Для tpH -
коэффициент множественной корреляции составляет соответст-
венно 0,25 < Якорр. < 0,5.
Таи как при плотном контакте цементного камня с колон
ной йк (на низкой и высокой частотах] практически равна ну-
ли, то и коэффициент корреляции Йк с КС и ПС будет мал. В то
ке время значения времени tpH при плотном контакте цементно-
го камня с колонной хоромо согласуются с разрезом, что под-
твермдается средним значением коэффициента множественной
корреляции: Якорр. - 0,25-0,5.
При частичном контакте цементного камня с колонной ко-
эффициент корреляции для ЙкН и ЙкВ с КС и ПС будет соответ-
ственно выше. По КС для ЙкН он составляет 0.15-0.5, для ЙкВ-
0,2-0,45. По ПС ДЛЯ ЙкН коэффициент корреляции равен 0.2-
0,55, для ЙкВ - 0,2-0,5.
Причем по ПС коэффициент мнояественной корреляции будет
выие, чем по КС. В то же время при частичном контакте вели-
чина Якорр, с tpH будет значительно мвньме: по КС для tpH
Якорр. < 0,25; по ПС Якорр. < 0,5.
На основе анализа полученных результатов был выбран
оптимальный вариант определения границ изменения коэффици-
ентов мномественной корреляции для камдого типа контакта це-
ментного камня с колонной, который приведен в табл.10, 11.
Приведенные коэффициенты могут быть приняты за основу при
автоматической обработке результатов измерзни комплекс-
ной двухчастотной аппаратурой.
в.4. Количественные критерии оценки изоляции
заколонного пространства по данным двух-
частотного метода контроля
Установленные выие (разд.6.2) наиболее информативные
геофизические факторы (ё ) были использованы для полу-
чения количественных критерий оценки изоляции по данным
акустического метода контроля цементирования.
На основе обработки скважинных материалов по Западной
Сибири были построены зависимости, связывающие средние зна-
чения относительных амплитуд Йк на высокой и низкой частотах
ИС
Таблица 10
Таблица значений коэффициентов корреляции
показаний двухчастотний аппаратуры с КС
в зависимости от состояния цементирования
Йк/Йкв Характер контакта (цементи- рования V Коэффициенты корреляции с чС
ЙкН йкй йрН tpH
1. 0-0,05 ПЛОТНЫЙ контакт 0.15 < 0.15 0.15< - < 0,35 0,15< - < 0,5
2. 0,05 0.2 частичный контакт с.З - < 6,05 <°ir 4 0.45 < 0,5 .
3. 0,2-0,0 плохой контакт < 0.2 < 0,2 < 0.2 < 0,2
4. 0*0-1 отсутст- вие кон- такта < 0,2 < 0.15 « 0.15 < 0,1
Таблица 1!
Таблица значений коэффициентов корреляции
показаний двухчастотной аппаратуры с ПС
в зависимости от состояния цементирования
Йк/Йк* Характер контакта (цементи- рования ) Коэффициенты корреляции с ПС
йкН ЙкВ йрЧ tpH
1. 0-0,05 2. 0,05-0.2 3. 0,2-0.8 4. 0,8-1 плотный контакт частичный контакт плохой контакт OTCUTCT- вие'кон- такта < 0.15 - < 0,2 < 0,2 < 0,15 0.2 < - < 0.45 < 0 ,’2 < 0,15 0,15< - < 0.4 < 0.15 4 0,15 < 0.2 0,25< - < 0,5 < 0,25 < 0,2 < 0,15
с величиной перемычки мемду пластами с различным характером
насыщения. Всего в обработке участвовали данные по 51 пере-
мычке для ? разведочных снвамин Среднего Приобья. исследо-
ванных двухчастотной аппаратурой. В результате такого пост-
роения были получены распределения точек, представленные на
рис. 54.1 т.6.
Полученные поля точек ыояно разбить на три подобласти,
проведя мемду ними условные границы. Область 1-ая является
полем распределения значений, соответствующих минимальной
вероятности перетока по заколонному пространству. Область
П-я соответствует неопределенному характеру изоляции зако-
лонного пространства, а II1-я область - максимальной вероят-
ности перетока, т.е. отсутствию изоляции нейду пластами.
Приведенные зависимости позволяют сделать вывод о том. что
предельные граничные значения каюдой подобласти будут разны-
ми в случае низкой и высокой частот.
Непереточные интервалы в случае низкой частоты сигнала
характеризуются средними значениями относительных амплитуд
(АкН/Ак Н) в пределах от 0 до 0,08, а в случае высокой час-
тоты - средними значениями от 0 до 0,15.
Переточные интервалы в случае низкой частоты сигнала
характеризуются средними значениями относительных амплитуд
порядка 0,3-1,0, а в случае высокой частоты - средними зна-
чениями - 0.42-1,0.
Интервалы с неопределенным характером изоляции в случае
низкой частоты сигнала характеризуются значениями от 0,08 до
0,3. а в случае высокой частоты - от 0.15 до 0,42.
Полученные результаты позволяют сделать вывод о наличии
корреляционной связи мешду величиной перемычки и относитель-
ными значениями амплитуд продольных волн по колонне на раз-
ных рабочих частотах для различных типов изоляции.
Для дополнительной проверки степени соответствия полу-
ченных численных градаций формальных критериев оценки ка-
чества цементирования (хорошее, удовлетворительное, плохое)
по величине относительных амплитуд упругих волн, распростра-
няются по колонне, фактической изоляции заколонного прост-
ранства было выполнено сопоставление величины относительного
А* а
! * Г I I
II I 1 и
I I
•| . I
»• I I • -*
! к * ! . +-л
। у * ~
Ъ <ft Jz 4* 4* <0
s
1
•’ I I
'-1! J. i
M' I I
•-1 » I
*’ I 4
t
I
* I 4Г Л J 4* «4 Jr 4? 3# <#
CM]
------------------------------------------------------ . (
Рис.54.1 Корреляционная связь величини интервала пере-
мычки йло показаниями комплексной двцхчастот-
ной аппаратуры.
Обозначения:
1-иэоляция; 2-неопределвнная изоляция;
3-неТ Изоляции.
'
1
4л
jo •
и’
to-
ts
w
S--
6
м
30
13
to-
5-
О цг дЗ йЗ st S3 St St Я« й* t Кгфмг(НЧ)
'I
Рис.54.II Корреляционная связь величины интервала пе-
ремычки In с коэффициентом качества цемен-
тирования.
Рис.54.HI Корреляционная связь относительной каверноз-
ности Д с показаниями комплексной двумчастот-
ной аппаратура.
Обозначения:
I-изоляция; 2-неопределенная изоляция:
3-нет изоляции.
1$Ч5.
• Рис.34.IV Корреляционная связь относительной толяини
глинисто* норки f с показанияии коиплекс-
ной дв'хчастотной аппаратуры.
Обозначения:
1-изоляция: 2-неопределенная изоляция:
3-нет изоляции.
197
коэффициента хорофвго качества цементирования, вычисленного
в соответствии с известно* методикой 1 200 1. путей опреде-
ления суммарно* доли участков с хоромин (плотным) контактом
цементного кольца с колонной для случая низкой частоты (ког-
да Ак/Йи 1 0,01-0.08) и для случая высокой частоты (когда
Йк/Йк = 0.01-0.15) относительно протяменности всей леремыч-
ки-1п.
Результаты такого сопоставления приведены на рис.54.11 а,6.
Анализ представленной зависимости показывает, что и а
этой случае область распределения всех значений ионно с дос-
таточно высокой достоверностью разбить на тр"и подобласти,
ыевду которыми имеются достаточно четкие границы.
Область I-ая характеризуется отсутствием перетоков (хо-
ровая изоляций). При этом величина коэффициента хорошего ка-
чества цементирования изменяется от 0,9 до 1.0 для низкой
частоты и от 0,75 до 1.0 - для высокой. Таким образом, непе-
реточныа интервалы характеризуются плотный контактом цемент-
ного камня с колонной практически на протяжении всего расс-
матриваемого интервала (перемычки).
Область Пая характеризуется неопределенным характером
изоляции заколонного пространства (возмомный переток), при-
чем величина коэффициента хоромего качества цементирования в
этом случае изменяется для низкой частоты от 0,4 до 0,9 и от
0,2 до 0,75 - для высокой. Таким образом, для интервалов с
неопределенным типом изоляции характерно наличие плотного
контакта цементного камня с колонной только на отдельных
участках рассматриваемого интервала.
Область Ill-я характефиэуется наличием переточных ин-
тервалов (отсутствие изоляции), причем величина коэффициента
хорошего качества цементирования достигает в этом случае су-
мественно малых значений; от 0 до 0,4 - для низкой частоты и
от 0 до 0.2 - для высокой. Таким образом, для интервалов с
плохой изоляцией характерно отсутствие участков с плотным
контактом цементного Камня с колонной на большей их части.
На основании изломанного мохно сделать вывод о том, что в
рассмотренном случае такие Имеем две группы количествен-
ных критериев, отдельно для низкой и высокой частот.
И 8
Была исследована корреляционная связь Показаний двух-
частотного иетода с величиной относительной кавернозности
перемычки, определяемой по формуле:
Л иав - Икав / hMHT < 3* >
где: Л - относительная навернозность:
Икав - интервал наличия каверн, и;
Пинт - ионность всего интервала, и.
При этом рассматривались каверна, имевшие две предель-
ные глубины (радиусы), равные 1 си и 2 си.
На рис.54.Ill а,б приведены зависимости мевду величина
ии относительную кавернозности И значениями относительных
амплитуд (йк/йк) ср. на разных частотах для различных типов
изоляции и различных радиусов каверн на интервале перемычки,
из которых видно, что с увеличением относительной каверноз-
ности растет величина относительных амплитуд Йк на наядой из
рабочих частот.
Численные границы относительных значений ЙкН, ЙкВ для
хоромего. частичного и плохого качества цементирования на
этом графике распределились в следумием порядке:
1) для ЙкН
I - хоровее 0-0,2
II - частичное 0,2-0,5
111 - плохое 0,5-1
2) для ЙкВ
I - хоровее 0-0,35
II - частичное 0,35-0,7
III - плохое 0,7-1.
Полученные результаты позволяют сделать вывод о сущест-
венном влиянии каверноэности на качество цементирования, оп-
ределяемом акустическим методом. При этом между величиной
относительной каверноэности и относительными значениями амп-
литуд акустического сигнала имеется тесная корреляционная
связь.
Была исследована корреляционная связь показаний двух-
частотного иетода с величиной относительной толчины глинис-
той корки против проницаемых интервалов, определяемой по
формуле:
- Д гл. / бскв ( 32 О
где: - относительная толдина глинистой корки:
й гл - толяина глинистой корки, си:
dcKB - величина ноиинального диаметра сквавинн. см.
Полученная зависимость дана на рис.54.IV а,б. Приведен-
ные графики позволяет сделать вывод о той. что суяествует ги-
перболическая зависимость ввиду значениями Пи и толяиной гли-
нистой корки против водоносного проницаемого пласта. При
этом с ростом величины глинистой корки величина относитель-
ных амплитуд Пи уменьшается и наоборот - с уменьшением тол'-
яинм глинистой корки величина относительных амплитуд растет.
Это явление мояно объяснить тем. что толяина глинистой корки
зависит от проницаемости рассматриваемого интервала, а в
зтом случае, чем выые проницаемость, тем более . быстрмтг
темпом формируется цементный камень против етих интервалов,
и соответственно качество цементиоочания, определяемое по
данным акустического метода будет значительно вине (йк 0).
На полученных графиках могут быть выделены три области,
соответственно для хорошего, частичного и плохого качества
цементирования, которым соответствовали определенные значе-
ния толяины глинистой корки.
Для АкН эти границы определялись в следующем порядке:
хорошее 0-0,25
частичное 0.25-0,45
плохое 0,45-1;
для АкВ -
хорошее 0-0,35
частичное 0,25-0,45
плохое 0,45-1.
п отн
Рее определенные численные границы значений йк , уста-
новленные для различных Функциональных зависимостей in.
Лкав. ъ- гл при трех типах изоляции сведены в табл.12.
Данные, приведенные в табл.12. могут бить использованы
для определения Типа изоляции исследуемого интревала Даре-
мычки путем оценки области существования значений Ак ’’ на
двух частотах применительно к трем изученным функциональным
зависимостям для io. J) кав, £ гл.
а. С
Таблица 12
Сводная таблица значение диагностических факторов
изоляции заколонного пространства
Тип контак- та (ИЗОЛЯ- ЦИИ) Ьцр обл. 1пер - ^(ta ) 3 кав = ^(Ок*) - ^(бк*1 )
Г рЗфИий пи TKDtJ язоллда ВЧ ВЧ нч вч ВЧ ВЧ
Хоропй контакт (хороаая изоляция) I 0 - 0.08 0 - 0.15 0 - 0.2 0 - 0.35 0 -0.25 0 - 0.35
Неопреде- ленней кон- такт (неоп- ределенная изоляция) II . 0.08 - 0.3 0.15 - 0.42 0.2 - 0.5 0.35 - 0.? 0.25 - 0.45 0.35 - 0.55
Нет контак- та ( нет изоляции ) III 0.3 - 1.0 0.42 - 1.0 0.5 - 1.0’ 0.2 - 1.0 0.45 - 1.0 0.55 - 1.0
Учитывая численные значения коэффициентов весомости,
полученные, для трех основный геологических «акторов (тайл.в)
модно оценить их суммарное влияние на характер изоляции ис-
следуемого интервала.
Дли удобства распознавании типа изоляции с помощью ко-
эффициентов ввсоиооти иаядо* из областей, соответствующих
треи типам наймами, на графинах, полученных для трех основ-
ных геологических факторов, были присвоены следующие значе-
ния коэффициентов весомости. аги
в случае фуимциоиаДьиой зависимости 1п = Г4(Йи ):
для 1-ой области (изоляция) - “+0,58";
для П-о* области (неопределенная изоляция) - 'О';
для Ш-е* области (отсутствие изоляции) - "-0,58"; _
в случае функциональной зависимости Лиав = ft(йк ):
для 1-ой области (изоляция) - "+0,24“:
для II-ой области г неопределенная изоляция) - “О";
для 111-е* области (отсутствие изоляции) - “-0,24";
в случае функциональной зависимости гл - Г|(№' ):
для 1-ой области (изоляция) - “+0,08";
для Н-о* области (неопределенная изоляция) - "О";
для Ill-ей области (отсутствия изоляции) - "-0,08",
С' учетом полученных значений весомости* и их знака для
наидого фактора в отдельности били рассчитаны граничные зна-
чения весоиосте* в случае учета одновременного действия трех
Факторов для каядого из трех типов изоляции.
Были получены слвдуяиие численные границы значений ве-
ссыосте* для каядого типа изоляции:
- для случая хорони* изоляций - "+0,74" - "+0,9";
- для случая неопределенной изоляции - "+0,32"-"-0,‘;8“:
- для случая отсутствия изоляции - "-0,3" - "-0,9".
6.5. Алгоритм программы автоматической интер-
претации по определению изоляции затруб-
ного пространства с Помощью двухчастот-
ной акустической цементометрии (1ZOL)
Входными данными для решения поставленной задачи явля-
ются следующие основные геофизические характеристики: пара-
метры двухчастотной акустической цементометрии и стандартно-
го каротажа - ЙкН. ЙкВ - амплитуды продольных волн по колон-
не на двух частотах (низкой и высокой), соответственно: Дс -
кавернограииа.
Сначала выбирают те перемычки, характер изоляции кото-
рых необходимо определить. Затем значения основных геофизи-
ческих хёрантеристип сйкН, йк?.. ДО). зарегистрированные в
аналоговом виде, оцифровывают и записывают на магнитную лен-
ту. Затем вводят дополнительную информацию: название площади
и номер 'скважины, номинальные диаметры колонны, интервалы
глубин*, номер блоков, размерности массивов и т.п.
При решении задачи используются следующие геофизические
факторы; мощность перемычки, коэффициент каверноэности на
перемычке относительная толщина глинистой корки.
Процесс обработки исходных данных идет последовательно:
вначале обрабатываются материалы РКЦ по низкой частоте, за-
тем по высокой. При этом поставленная задача решается в 4
этапа.
. О <ГГН
.1 этап. . вычисление среднего значения йк на каждой
из рабочих частот в пределах выбранной перемычки.
Вычисляется среднее значение йк™на перемычке и в соот-
ветствии с установленными критериями, ранее определенными
для терригедоого разреза Тюменской области (табл.(2). среднее
значение йк относится к той или иной области изоляции, за-
тем ей присваивается величина информативности данг факто-
ра при соответствующем типе изоляции. Блок-схем. 1 этапа
приводится на рис.55а.
..2 этап. , Вычисление коэффициента каведноэности на пере-
мычке по известной зависимости Л кав = Сх(Йк ).
I. Вмчислеиаа «Мам» аномия* 4« и« мнмнчиа
I. Вычиелание коэффициента нааекиоэнести не пиэеицчкв.
Рис.55 Блок-схема програимм IZOL по вычисление среднего
значения Ак и коэффициента иавернозносги Л на
перемычке.
Определяет коэффициент наверноэности JL кав на перемыч-
ке и устанавливает, к какой области изоляции относится зна-
чение данного коэффициента. После чего данному фактору прис-
ваивает весомости и знак, соотввтствуюмий установленной об-
ласти изоляции. Блок-схема 2 этапа приводится на рис.556.
_3 зтап. . Вычисление относительной толыэду глинис-
той корки по известной зависимости гл - Г|(Ак ).
Определяет относительные толмину глинистой корни 5 гл
и устанавливает, к какой области изоляции относится значение
данного фактора. После чего данному фактору присваивает зна-
чение весомости и знак, соответствувдий установленной облас-
ти изоляции. Блок-схема 3 этапа приводится на рис.5ба. .
_4 этап. . Получение заключения о типе изоляции зако-
лонного пространства в пределах выбранной перемычки.
На данном этапе выполняется суммирование соответствув-
мих значений информативности по трем выюеперечисленным эта-
пам с соответствувяим знаком, и в соответствии с полученными
ранее критериями (разд.в.4) перемычка относится к одному
из трех типов изоляции: хоромая изоляция, неопределенная
изоляция, изоляция отсутствует. Блок-схема 4 этапа приводит-
ся на рис.5вб.
Найденные результаты оценки изоляции заколонного прост-
ранства на перемычке долями находиться в хорошем соответст-
вии (коэффициент достоверности > О.В) с критериями изоляции,
полученными на основе заключений ГИС для продуктивных плас-
тов и результатов опробования. Окончательное решение о типе
изоляции принимается интерпретатором на основании имевяихгя
материалов, зарегистрированных на двух частотах. В случае
получения по измерениям на камдой частоте противоречивых ре-
зультатов, предпочтение отдается заключению по данным изме-
рений на ВЧ (высокой частоте). Вся система обработки данных
двухчастотного метода контроля цементирования разработана
применительно к терригенному разрезу Тюменской области и
карбонатному разрезу Чрало-Поволюья. В первом случае оцени-
вается корреляция акустических параиетров с данными электри-
ческих методов каротама, а во втором - с банными радиоактив-
ных методов ГИС ( 84 ]. Полная блок-схема четырехэтапного
PMc.SB БЛаи-сх*»» Программы 1201 по вычисление относи-
ТеЛеИой Талиины ГЛйнисТйв Корки и опредалениа
Изоляции заколонного Пространств* На ПереиЙчке.
Рис. 5? Блеи-слена алгоритиов совместно* обработки огнпвикх геологически» «акторов (b.A.j)
> дошил даухчаототно* апаараЛ&и с цлльв оценки состояния целеягкаги кольца и прог-
ноза юолам заколонного прост»аиства.
Обозначения: -X - откосктваям кавернозное:ь; J - относительная толииаа глинисто*
карги.
Таблица 13
Таблица сопоставлении результатов оценки
изоляции на ЭВМ с лаиимии ручной обработки
Н сива- .Si. Ман- чини пере- иичии и Оцоика изола- цны по нил. Гис и резцль- татай впрЗбо- вания Результат руч- ной обработки Результат иа- вин.обработки
нч вч НЧ вч
1. 1вб 9 вози.непер. изол. иеопр. изол. изол.
Урон- изол.
аз нет перетока ИЗОЛ. изол. изол. ИЗОЛ.
4 нвопр. неопр. неопр. неопр.
Изол. изол-
1? •I ИЗОЛ. изол. изол. изол.
1 ИЗОЛ. изол. изол. ИЗОЛ.
Г изол. изел. изол. изол .
•• изол. изол. изел. изол.
1' — “ — неопр. иеопр- Неопр. нвопр.
ИЗОЛ. изол.
« м ««• изол. изба. изол. изол.
1 " — Изол. Мао л. Изол. изол.
вози.непер. неопр. Неопр. неопр. неопр.
изол. изел.
18 ИЗОЛ. ИЗОЛ. цзол. изол.
13. 48 нет перетока Изол. изол. изол. НЭОЛ.
Сургут-
ская
29 изол. изол. ИЗОЛ. изол.
1В изол. изол. ИзоЛ. ИЗОЛ.
5 ' ~ *” — — изол. изол. ИЗОЛ. изол.
— <- изол. Изол. изол. Изол.
8.-"- изол. Изол. изол. ИЗОЛ.
Рис.58 Пример автоматической обработки 8К на ПЭВМ с
цельи оперативной оценки качества цементирования
и изоляции заколонного пространства скоавин по
данным двухчастотного'метода АК для карбонатного
разреза.
Ряс.59 Приме* автоматической обрабвтяа М ив ПЖ с дееьв оперативно» оценка качества
цементирования » езпяяцим эаявжвоге тфострэмства сквахм в» яэмиия 1в$гастт>т-
наго еетовз ЯК »лз терригенного к сяевамвгв тяпа разреза».
алгоритма обработки представлена на рис.5?. Результаты орро
бования программы "IZOL" в производственным условиям нахо-
дятся в хорошем соответствии с данными ручной обработки и
Фактической изоляции изучаемых интервалов (совпадение не ме-
нее 0ОХ) ( табл.13). Разработанная программа "IZOL" имеет
легко пер страиваемую базу данных и иовет работать с вход-
ными параметрами, полученными от любого типа аппаратуры,
составлявшей параметрический аппаратурный ряд АМК "Контроль"
(табл.З) 1 91 1.
В связи с успешным внедрением в последние годы цифровой
регистрации и обработки информации акустического метода ка-
ротавб непосредственно по полному волновому сигналу (ВК)
была проведена адаптация программы "IZOL" к персональным
ЭВМ f"IZOL-PC”I ( 101 ], нагорая позволяет вести оперативную
обработки и автоматическую интерпретацию цифровых записей не
только аналоговых параыитров АН, но и ВК, зарегистрированных
с помощью цифровых регистраторов различного типа (ПЛАСТ-1.
ПЛАСТ-5, ПВК-1 и др.). Программа "IZOL-PC" позволяет вносить
необходимые коррективы в используемые диагностические крите-
рии по ходу обработки и давать заключение как по оценке ка-
чества цементирования, так и по прогнозу изоляции в соот-
ветствующих обозначениях непосредственно по мере выдачи ре-
зультатов на печать (примеры на рис. 50, 59).
Гл» в » 7
РЕЗУЛЬТАТУ ПРОММШННОГО ПРИМЕНЕНИЯ
АПЛАРДТШв-НЕТОДИЧЕСНОГО КОМПЛЕКСА
КОНТРОЛЬ"
Выполнений! »тед»рм.мвнгальмо-теоротические исследования
по изучении ооов*1ШОЕ|»| раслространеийя упругим волн раз-
личного типа в ойсмшвмк сииадинаи. а такие влияния на их
дкнаничоскив к книаматднесиие характеристики дефектов техни-
ческого состояния И ЛРйХватод бурового инструмента легли в
основу создания аппаратурно-методического коиплекса "Конт-
роль", предназначенного для оперативной оценки и кассового
контроля технического состояния обеаиенннх смваяин нефтяных
и газовых метореяденн* в различный <в том числе словник) ге-
олого-технмчясИих и термобарических условиях £53, 89 1. В
состав АМН “Контроль" входят универсальний параметрический
аппаратурннй ряд иохплексиой двукчастотной еумоиндмкаторной
акустической аппаратуры ( 6М J, средства ев метрологической
поверии лабораторного, палевого к станиенарного типов I 92 1
и соответствумев программно-методическое обеспечения I 91 1.
Лроиммленное внедрение элементов аппа-
ратурного ряда и средств метрологичес-
кого обеспечения
Разработанный АПК "Контроль прошел широкое опробо?тние
и внедрение в различным нефтегазойсВываииик регионах СНГ.
Элементы параметрического аппаратурного ряда бмли внедрены
в производство нескольким крупных Геофизических объедине-
ниях, таких как АО "ТатйефТегвофйэика","ПервнефтегеофИзииа",
"Уэбекгео^йзииа", "ТвйвнЬПрОИГВОфИэиКа", "Иангйвлакнвфге-
геофизика". "Красноленинскйефтегеофизика", "Севергаэгеофи-
зика", "УкргеофИэнка" и др.
Всего было изготовлено и внедрено 343 приборов гледуи-
дим модификаций (табл.З):
ЙКЦ-НВ-80 (11) - 22 иомпл.. ЙКЦ -НВ-60 (Ш) - 15 коипл..
ЙКЦ-НВ-40 ( И) - 280 иомпл.. ЙКЦ-НВ-36 (I. ПI' - 28 компл.
Из веек перечисленных модификаций комплексной двухчастотной
аппаратуры выпрей приборов ЙКЦ-НВ-48 был в 1989 г. освоен
ПО Твофизприбор". где они выпускались серийно до
1991 года. Этой аппаратуре в свози с высоким уровнем ее тех-
нических показателей по соавнения с отечественными и миро-
выми аналогами на Государственных приемочных испытаниях В
198? году была присвоена высшая категория качества, а аппа-
ратура занесена в государе’венный реестр промышленной про-
дукции. Остальные модификации параметрического аппаратурного
ряда иойплвкснрА апгара’.уры выпускались опытным производ-
ством ВНИИГИС и поставлялись заказчикам в качестве опытно-
методических образцов, В качестве средств метрологической
поверки были изготовлены н поставлены в производственные
организации двенадцать комплектов полевого поверочного
устройства УПК-1.
7.2. Промышленное внедрение методики измерений
И интерпретации диаграммных материалов
На основе анализа и обобщения опыта внедрения опытно-
иетодических образцов комплексной двухчастотной аппаратуры
разработано и утверждено в НПГП "ГЕРС" "Временное методичес-
кое руководство по применению комплексной двухчастотной ап-
паратуры акустического контроля цементирования и техничес-
кого состояния обсаженных сквамин" I 94 1, которое было пе-
редано в производственные организации с целью методического
обеспечения внедрения опытно-методических образцов.
На основе анализа и обобшения опыта внедрения серийных
образцов комплексной малогабаритной термостойкой аппаратуры
ЙКЦ-НВ-48 в одно и двухчастотной модификации раз-
работаны и утверждены в Мингео СССР "Временные мето-
дические указания по исследованию обсаженных скважин аппапа-
турой flKU-HB-48 и обработки получаемых материалов (одночас-
тотная модификация)" ( 98 1..Выли такие подготовлены и ут-
верждены "Рекомендации По применении аппаратуры акустическо-
го контроля качества цементирования и технического сос-
тояния обсаженных скважин малогабаритной, комплексной типа
ЙКЦ-НВ-48 (двухчастотная модификация)"[97].
Оба методических документа переданы производственным
организациям, которые были оснащены серийными образцами этой
аппаратуры. К 1993 году аппаратурой АКЦ-НВ-48 с соответству-
ииим методическим обеспечением располагали не ч,“нее 42 гео-
физических организаций бывжих Мингео, Миннефтепрома и Мин-
гаэпрома СССР.
С целью расвирвт+ия методических возможностей двухчас-
тной аппаратуры и повывения ее информативности на основе
анализа и обобжения опыта регистрации ВК В виде фазокорреля-
ционных диаграмм, зарегистрированных двухчастотной аппарату-
рой. были разработаны и утверждены году "Методические
рекомендации по контролю качества цементирования обсаженных
скважин акустическими методами с использованием фазокорреля-
ционных диаграмм (ФКД) и волновых картин ВК" 1 100 1.
По результатам промышленного опробования малогабаритных
модификаций комплексной двухчастотной аппаратуры в качестве
прихватоопределителя бурового инструмента подготовлены
и утверждены "Временные методические рекомендации по приме-
нению малогабаритной акустической аппаратуры для выделения
мест прихвата бурового инструмента" 199j.
2.3. Промышленное внедрение программ автомати-
ческой обработки аналоговых записей амп-
литудно-временных параметров упругих волн
и полных волновых картин
Разработанная программа автоматической обработки и
интерпретации аналого-цифровых записей амплитудно-временных
параметров упругих волн различного типа ("1Z0L") на ЭВМ типа
ЕС передана для внедрения в ряд геофизических предприя-
ТИЙ. где происходило массовое внедрение элементов универ-
сального параметрического Р«а.
Учитывая широкое внедрение в последние годы в практику
обработки и интерпретации геофизических материалов в произ-
водственных геофизических организациях персональных ЭВМ была
проведена переработка программы оценки качества цементирова-
ния и прорноаа изоляции "IZOL", предназначенной для работы
на ЭВМ типа ЕС. на программу, адаптированную к персональным
ЗИМ типа IBM. на базе которой была разработана и утвершдена
"Методика применения программ обработки ВК на ПЭВМ для
решения обратной задачи оценки качества цементирования
обсащенных сквавин ( применительно к аппаратуре АКЦ-НВ-48П“
[ 101 1. Эта методика позволяет использовать программы
обработки ВК как для получения параметрических (аналоговых)
зависимостей амплитудно-временных параметров различных типов
волн, так и для оперативной оценки состояния цементного кам-
ня в заколонном пространстве и прогноза его изоляции до
вскрытия перфорацией продуктивных интервалов.
Программа обработки на ПЭВМ была опробована в несколь
ких геофизических организациях и получила их признание и
одобрение. Преимуществом этих программ является воэмошность
их работы в автономном реыиме вне существующих систем обра-
ботки комплекса ГИС ("ГИНТЕЛ", ЯСОИГИС-ОС и др.).
2.4. Оценка геолого экономической эффективности
и области применения комплексной широкопо-
лосной аппаратуры акустического контроля,
входящей в состав параметрического ряда
Опробование составных элементов аппаратурно-методичес-
кого комплекса Контроль" в различных геолого-технических и
геолого-технологических условиях показало, что они имеют ряд
существенных преимуществ перед различными модификациями гео-
физической аппаратуры аналогичного назначения (ЯКЦ-4, СПАК
б. УЗБА-21, АКИ. АК-481 и др.). Преимущества ЯМК "Контроль"
обусловлены следующими причинами (табл.1).
215
1. Высокие технические и эксплуотаиионнце показатели,
овеспечиваюмие жирокую область его применения, включая боль-
шие диаметры обсадных колонн, предельные температуры и дав-
ления, а также возможность адаптации с разнотипным каротаж-
ным и спуско-подъемным оборудованием и кабелем.
2. Высокая чувствительность и разрежающая способность
по дефектам технического состояния обсаяенных скваяин, к
которым, в первую очередь, относятся:'
- контактные микрозазоры на границе цементного кольца с
колонной раскрытостью 0-200 мим:
- вертикальные каналы в цементном кольце с углом раск-
рытия от 5 до 180 град.С; &
- малопрочный цементный камень ( U изг < 10 кГс/кв.см);.
- несфориировавжийся тампонажный раствор;
- скользящий контакт цементного кольца с породой;
- негерметичность колонны в виде отверстия, «ели или
интервала перфорации;
- коррозия внутренних стенок обсадной колонны;
- заколонное сообщение или переток с расходом в преде-
лах 5-100 куб.м/сут.;
- прихват обсадной колонны и бурового инструмента трех
типов.
3. Единство методического, программного и метрологичес-
кого обеспечения.
4. Единая конструктивная и функциональная основа общей
компоновки, а такие отдельных узлов и деталей механических и
электронных частей приборов аппаратурного ряда.
В наиболее наглядной форме сопоставление эффективности
аппаратурного параметрического ряда АИК ’’Контроль'' с серий-
ными модификациями акустической аппаратуры моиет быть предс-
тавлено в виде сводной таблицы 14. Согласно данным, приве-
денным в таблице, комплексная аппаратура параметрического
ряда ЙКЦ-НВ имеет ряд показателей геолого-технической эффек-
тивности, по которым она существенно превосходит серийную
аппаратуру того яе назначения (ЙКЦ-4, СПйК, МйК, УЗБЙ-21,
ЙК-481 и др.). Так, величина расхождения ранних измерений
уровня подъема обычного тампонажного раствора, опреде-
216
Таблица 14
Таблица сравнительной эффективности комплексной аппаратуры
параметрического ряда ЙКЦ-НВ и серийной аппаратуры типа
ЙКЦ-4. СПОК. IftK. УЗБй
Тип ап- парату- ры । 1 1 Сравниваемые показатели
Расхождение данных опре делений го- ловы цемен- та с данны- ми СГдТ, м Длитель- ность 0311 до начала замера, ч Определение наличия нв- сформирован него тампо- нажного рас твора Коэффициент качества це монтирова- ния Коэффициент корреляции с данными СПОК и Ш. УЗБЯ Диапа- зон чу встви- тельн. по кон тактн. аефек- т..мкм Ччвствит.к «умам от потока че- рез негвр- метмчн.. мкВ/киб.м/ сут Чувствит.к мужам меха нйческого трения на участках коррозии. мкВ
НЕС * ИС ** ЦБ С цс по Tl по ftL по йк, </к по 1к по tp л tp по йр, •cP »»» £ »»г» 0,5-5 кГц 10- 25 кГц 0.3- 1.5 кГц Ю-15 кГц
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
ЙКЦ-Н8 йКЦ-4 СЛЙК НйК УЗБй 60- 80 500- 600 15- го 100- 150 го- 25 48- 60 10- 12 24- 30 опре- деля- ет нет опре- деля- ет нет 0,75 0,45 0.80 0,40 0.7 0.3 0,55 0.25 10- 180 10- 80 1000 1.0 2500 10,0 5000 50.0 12500 60.0
» - цементно-бентонитовая смесь ( _р - 1.55-1,65 г/куб.см);
»» - цементная смесь ( р - 1.75-1.85 г/куб.ск);
*»» - раскрытость кольцевого микрозазора;
w- - полосе "”Ествительности у шмовоми сигнале.
ляеиого по показаниям ЙКЦ-НВ и СГДТ, уменьшилась в среднем
до 15-20 метров вместо 150-200 метров для серийной аппарату-
ры.
Применение комплексной аппаратуры позволяет сократить
время контроля и соответственно простоя буровой в течение
ОЗЦ почти в 1,5-2 раза по сравнении с серийной аппаратурой.
Благодаря расширенному диапазону чувствительности комп-
лексной аппаратуры к контактным дефектам и повышенной чувст-
вительности к присутствию несформированного тампонашного
раствора и малопрочного цемента за колонной ухается значи-
тельно увеличить значения коэффициента оценки качества
цементирования обсадных колонн по сравнению с замера-
ми серийной аппаратурой, Это преимущество позволяет сущест-
венно сократить случаи неопределенных оценок и уменьшить
число неэффективных ремонтных цементирований.
Дефекты герметичности колонны, заколонные перетоки, а
такме интервалы нарушений сплошности и коррозии онутреиймх
стенок колонны серийными модификациями аппаратуры вообще не
определяются.
На основании результатов сравнения эффективности комп-
лексной аппаратуры параметрического ряда ЙКЦ-Н8 с серийной
аппаратурой типа АКЦ-4, СПйК, МАК и УЗБй-21, приведенной в
таблице 14, был выполнен расчет экономической эффективности
применения комплексной аппаратуры для условий РАО "Газпром",
где бурятся глубокие сквашины, имеющие многоколонную конст-
рукцию, и применяются тампонаяные смеси сложного состава.
Для этих условий годовой экономический эффект от внедрения
одного комплекта комплексной аппаратуры параметрического ря-
да типа ЙКЦ-НВ составил 8400 тыс.рублей в ценах 1993 года.
218
ЛИТЕРАТУРА
!, Авектисов ft.Г.. Кошелев Й.Т.. Митваков и.й. ПР°ГН0'
зирование результата повторного цементирования. - PHIL пеф
тяное хозяйство", N 3, И., Недра, 1975.
2. Апсельрод С.К., йльтшвль С.А. Радиоактивные методы
контроля качества цементирования скважин. - "Азербайджанское
нефтяное хозяйство. Ы 1, Баку. 1956. с.7-9.
3. Ананьева А.А. Керамические приемники звука. И.. Изд.
АН СССР. 1963. 178 с.
4. Андреев А.Ф., Дзебань И.П., Кузнецов 0./I. Применение
широкополосного акустического каротажа для оценки качества
цементирования скважин. - РНТС "Бурение", ИЗ, И., ВНИИОЭНГ,
1928, с.15-18.
5. Андреев А.Ф., Красавин С.В. Использование.волн Лэмба
для исследования горних пород в скважинах. -• Сб.: "Вопросу
технологии геохимических исследований при геологоразведочных
работах и охране окружающей среды", И., ВНИИГеоинфорисистем.
1990, с.28-35.
6. Аникеев К.Й. йномально высокие пластовые давления в
нефтяных и газовых месторождениях. И., Недра, 1964, 169 с.
7. Антоненко В.И.. Кондратьев Ю.В.. Леонтович Я.И.
Комплексный фоторегистратор для акустического цементомера. -
Сб.: "Геофизическая аппаратура", выл.56. Л., Недра. 1974, с.
91-93.
8. Антоненко В.И. Универсальный Фоторегистратор. - Сб.:
"Геофизическая аппаратура", вып.67, Л..Недра, 1979, с.89-95.
9. Аппаратура для измерения шероховатости поверхности
профильным методом. Профилемеры, контактные системы. М. Ти-
пы. Основные параметры, ГОСТ 19300-73, И., Госстандарты.
10. Пацков Л.Л.. Буевич Й.С., Парфенов А.И. Высокочувс-
твительный скважинный термометр для измерения градиента тем-
пературы и температуры в действующих скважинах, - ЭИ. Нефте-
промысловое дело. И.. ВНИИОЭНГ. 1974, N 4.
11. Бекер Н.. Петерсон Г. Сцепление цементного камня с
обсадными трубами и стенками скважины. - "IV Всемирный конг-
21‘о
весе во Франифурте-на-Майне“ (Обзор зарубежной литературы),
М.. ЦНИИТЭнефтегаз. 1964.
12, Белов В.П., Полмнова Т.Й. О воэиовности фильтрации
газа из пласта через цементный камень в обсаяенной скваянне.
- 'Нефтяное хозяйство", КЗ, М.. Недра, 1970, с.31-35.
13. Белоконь Д.В, Исследование и разработка аппаратуры
непрерывного акустического иаротава. Дисс. на соиск.уч.степ.
канд.Техн.наци. Октябрьский, ВНИИГИС, 1971.
14. Белоконь Д.В., Девятов Й.Ф.. Дзебань И.П. Акусти-
ческая изоляция скваринных приборов акустического каротама.-
"Разведочная геофизика", вып.49, И., Недра, 1972, с.111-118.
15. Бергман Л. Ультразвук и его применение. М., И.Л..
1957. В5 с,
1В. Верейной А.И. Изучение явления стямения в суспензи-
ях тампонаяных цементов и его возмояного влияния на качество
цементирования газовых скваяйн. В кн. "Крепление скваяйн и
разобщение пластов”, М., Недра, 1964, 145 с.
17. Берекной А.И. Формирование герметичного цементного
кольца в затрубном пространстве скваяйн. - "Нефтяная и газо-
вая проинмленность". N 2. К., 1965. с.26-26.
18. Бернятейн Д.А. Применение метода радиоактивного
гамма-излучения для дальнейшего исследования цементного
кольца за колонной нефтяных сиваяин. - "Ядерная геофизика",
вып.7, И., 1969. с. 163-178.
19. Блинова Л.П., Колесников А.Е., Лангане Я.Б. Акусти-
ческие измерения. И., Изд-Во стандартов, 1971, 271 с.
20. Булатов А.И. Цементы для цементирования глубоких
скваяйн. М., Гостоптекиздат. 1902, 202 с.
21. Булатов А,И. 0 Природе меитрубннх газо-, вод-j- и
нефтепроявлений. - "Газовая промывленность", Я., Недра, NI2,
1963, с.17-79.
22. Булатов А.И. Цементирование глубоких сквавин. И.,
Недра, 1964, 290 с.
23. Булатов А.И., Сидоров Н.В. Ослоянения при креплении
глубоких скваяйн. И., Недра, 1966, 167 с.
24. Булатов А.И., Обозин О.Й., Куксов А.К. Возникнове-
ние каналов в затрубном пространстве скваяйн после цеиенти-
220
ровани.ч. - "Газовая промышленность”. N 2. И.. 1Э?0. с.3-6.
25. Булатов ft.И.. Красин Я.Д., Проселков М.М. Возмож-
ности контролирования процессов схватывания и твердения це-
ментного раствора в скважине. - РНТС, сер."Бурение”, вып.10,
м... ВНИИОЭНГ. 1921, с.19-21.
23. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Сидоренко Ю.И. Ис-
пользование териометрирования для контроля за физико-хими-
ческими процессами в цементном растворе при ОЗЦ. - "Нефтяное
хозяйство", N 5, М., Недра, 1974, с.12-14,
27. Булатов А.И.. Рахимов ft.К.. Рахимбаев И.И. Пути по-
вышения качества цементирования сквавин в Узбекистане. Таш-
кент. Фан. 1974. 115 с.
28. Булатова I.N., Волкова Е.Й., Дубров Е.Ф. Акустичес-
кий карстам. /!,, Недра, 1970. 263 с.
29. Василевский В.В. Метрологическое обеспечение аппа-
ратуры акустического каротажа. "Повышение эффективности гео-
физических методов исследования скважин". Тезисы докладов
научно-технической конференции молодых ученых и специалис-
тов. ВНИИГИС, г.Октябрьский, 1988, с,14-15.
30. Видовский Й.Л., БулаТов А.И. Напряшение в цементном
камне глубоких скваяин. М.. Недра, 1977. 176 с.
31. Владимиров К.А., Гайворонский А.А., Логинов И.И.
Исследование герметичности контакта "обсадная труба це
ментный камень". Крепление скваяин. - Труды ВНИИБТ, И., вып.
23, 1968. с.53-58.
32. Вознесенский Б.С., Гольдштейн Л,К.. Пасник В.И.
Разработка аппаратуры широкополосного акустического каротаяа
типа АКШ, - Сб"Скважинная геоакустика при поисках и раз-,
ведке месторождений полезных ископаемых". И., ВНИИГеосистгч,
1987. с.98-102.
33. Вудуев Н.Г., Когура Г.С. Дисперсионный анализ в те-
ории и практике геодезических измерений. И., Недра, 1968.
34. Гайворонский А.А. Расчет и технология крепления
нефтяных и газовых сквавин. М., Недра. 1969.
35. Гирилович Г.Н. К вопросу проницаемости контактов
цементного камня с поверхностью обсадных труб и стенками
скважин. - Сб.: "Нефтяная и газовая промышленность", Киев,
1974. N 1. с.26-27.
36. Голышкина Л.Й., Катеев И.С., Юсупов И.Г. Экспери-
ментальные исследования герметичности системы "колонна - це-
ментный камень - порода" в условиях применения для заканчи-
вания скважин гидро-эмульсионных растворов. - Сб.: "Новые
методы повышения качества разобщения пластов при бурении
нефтяных скважин". Труды ТатНИПИ, Бугульма, 1975.
37. Горбовицкий Г.Б. О выборе приемника для скважинного
прибора акустического каротажа. - "Геология и разведка",
Изв. высших уч.заведений, N 8, И., 1468. с.127-1.37.
38. Горелик Г.С. Колебания и волны. К.,изд-во фиэ.-мат
литературы, 1959, 572 с.
39. Горский Й.Тл. Швецов В .Л. Цементирование скважин г.-
районах Крайнего Севера Тюменской области. "Вопросы геоло-
гии, ВДИйняя и добычи в лоне меу.'3.?л1>. пород на нефтяных и га-
зовых месторождениях Западной Сибири" Труды "Гипротюиень-
нефтегаз" и ЗапСибНИГНИ, вып.6, Тюмень, 1968, с,23-26.
40. Грацинский В.Г. Акустический изолятор. йвт.св. N
1891.64 Ц01с, Бюлл.иэобр. N 23, 1 966.
41. Гулин Ю.Й., Бернштейн Д.Й., Прямое П..Й. Акустичес-
кие и радиометрические методы определения качества цементи-
рования нефтяных и газовых скваяйн, М.. Недра, 1971, 109 с.
42. Гулин й.й. Гамма-гамма метод исследования нефтяных
скважин. М., Недра. 1375. 159 с.
43, Гуторов Ю.Й., Кирпиченко 3.1'., Сержантов fi.fi. Воз-
можности акустического метода определения качества изоляции
пластов нефтяных и газовых районов. - Нефтегазовая геология
и геофизика: Экспресс-Информация, ВНИИОЭНГ, М.. 1976, N 1,
с.11-15.
44. Гуторов J0.fi., Хайдаров Г,II., Иариязданов Ш.И. Широ-
кополосный приемник для приборов акустического каротажа. -
ЭИ, сер."Региональная, разведочная и промысловая геофизика",
И.. ВИЖ, 19??, N 5. с, 1-5.
45. Гуторов Ю.Й., Прямое П.Й., Ротанин В.В. Понижение
рабочей частоты магнитострикционных излучателей для приборов
акустического каротажа. - Сб.: "Геофизическая аппаратура”.
Л.. Недра, 1977. внп.60, с.173-179.
46. Гуторов 10. А., Пряноп П.н., Хайдаров Г.В. ? лор па-
раметров низкочастотных излучателей для приборов акустичес-
кого каротажа уменьжекного диаметра. - Сб.: 'Геофизическая
аппаратура", Л., Недра, 1977, ввп.80, с.179-185."
47. Гуторов Р.й., Кирпиченко Б.И., Хайдаров Г.Л.. О вли-
янии нарушений в цемвнтчсн кольце на параметры сигнала при
акустическом каротаже скважин. - Ci>.: тезисы доклада на YI
Всесоизной конференции ВУЗов СССР с участием НИИ "Комплекс-
ные исследования фиэичвских свойств горных пород и процес-
сов". И.. МГИ. 1977.
49. Гуторов Ю.Й., Майоров В.П., Юариязданов ИЛ. Комп-
лексная двухчастотная аппаратура для акустического контроля
цементирования скважин в слоимых геолого-технических услови-
ях. - ЗИ., сер "Регион., развед. и промысл, геофизика", К.,
ВИЗМС, 1979, .4 2i, С..А-20,
43. Гуторов О. Временное руководство по методике при-
менения комплексной аппара-ирн акустического контроля цемен-
тирования и технического состояния обсаленных скважин типа
ЙМ-НЙ. Октябрьский, ВНИИГИС, 19?=, 73 с.
5G, Гуторов Ю.А. О возможности оценки уровня подъема
тампонанной -моей и прочности цементного камня акустическим
методом в ранни*-сроки. - РЧТС "Бурение", К., ВНИИОЗНГ, 1979,
вып.6, с.25-28.
51. Гуторов fl ,й О оевмении эффективности акустической
цг||1йН”оме1 pint обсадных тюмнч в газонах окважииах Западной
Сибири. - Реф.с.'иор, сер. "бурение raaoEinx и гвзохонденсаГнмх
скважин", М., ЗНИЙЭГляпроа, 1975, N 5, с.Р-!4.
lie Гуторчп R.ft,, Кетеоя И . С ., Рай дар rip ".Г. Определе-
ние ос тат«чкнх двфорхзний. цемгош'ого камня в. о." йсаненчнх
скважнквх акустическим методом. - РН'ГС "Бурение"’, К., М№-
Э!1Г, I960, вып.З с. 19-93.
оЗ. Г уторов 1у. Л. Ьыбор рабочих парах-пр/и? коиллекснсй
аппаратуры акустического «••нтроля п(.ч"-'’ироранич и техничес-
кого, г.-ктоявия обгаи.н;|цх л:оаиич - С.б л 'Трсли:Л!чвск;л ап-
паретугч". 4,, .Недра, 191Ж э;;П.;1!, г М-ЗБ.
-*' 1 ip ipi ь k.ft . , Ротании н , Холччло ’ 7 . 9 влияния
iiapoMi’rinii о ц> л.гкт и и н iV'iiKi'e. на параио.Т! л лги' лриричмоге.
сигнала при акустическом квротамв обсаменных сквавин. - Деп.
ВИНИТИ. Н .3399-79 ДСП.
55. Гуторов 10.А., Ротанин А.В., Хайдаров Г-Н. О некото-
рых особенностях возбуждения обобщенной волны в модели обса-
вениой скважины. - Сб.; "Доклады IX Всесоюзной акустической
конференции" (секция £).0бьед.научи.совет по комплекс.пробл.
“Физика и техн.акуст.", АН СССР, М., 1978, с.40-48. Библи-
огр. 4 назв. (Рукопись деп. ВИНИТИ 16.08.79, N 1733-79 ДСП).
36. Гуторов Ю.А., Кирпиченко В.И.. Ротанин А.В. 0 воэ-
момности оценки состояния цементного кольца в обсаменной
скважине по параметрам обойменной волны. - Деп. ВИНИТИ, N 3-
80 ДСП от 02.01.1980.
57. Гуторов И.А. Разработка аппаратуры и методики с
целью повышения эффективности акустической цементометрии в
сланных геолого-технических условиях. Дисс. на соиск.уч.сте-
пени канд.техн.наук, И., ВНИИГеосистем, 1961, 253 с.
58. Гуторов И.Й., Прямое П.А., Маломомнов А.И. Некото-
рые результаты изучения девиации частоты акустического сиг-
нала в обсадных трубах. - Сб.; “Нефтепромысловая геофизика",
Уфа, 1979, вып.9, с.21-23.
. 59. Гуторов Ю.А., Майоров В.П., Сивирин В.Я, Некоторые
результаты работ по повышению эффективности акустического
•метода контроля цементирования нефтегазовых сквакий в райо-
нах Якутии и Восточной Сибири. - Сб.: тезисы докладов "0с-
новные направления совершенствования комплексных геофизичес-
ких исследований при поисках месторождений полезных ископае-
мых в Сибири и на Дальнем Востоке", 1983, Иркутск.
60. Гуторов Ю.й., Хайдаров Г.Н, Результаты исследования
на моделях влияния некоторых геолого-технических фактора на
показания акустической Цементометрии. - Деп. ВИНИТИ, N 1093-
64. Деп. 24.02.64.
61. I уторов Ю.й.. Исаков И.И. Исследование корреляцион-
ных связей между показаниями двухчастотной цементометрии и
характером изоляций заколонного- пространства в условиях Тю-
менской области. - Экспресс-Информация Разведочная геофизи-
ка", ВИЭМС, М.. 1984, вып.10, с.6-12.
62. Гуторов Ю.А., Хайдаров Г.И. Некоторые оспсбенносги
г?А
разработки нового вида аппаратуры для оперативной оценки
технического состояния обсадных колонн. - Сб.: "Геофизичес-
кая аппаратура'. Л., Недра, 1985, с.90-100.
63. Гуторов Ю.А., Хайдаров Г.Н.. Майоров В.П. Результа-
ты применения акустической мумоиндикаторной аппаратуры А1ИМ-
4Е'Т для оценки технического состояния .парогидротермальных
скваяйн. - Сб.: тезисы докладов Восьмого научно-технического
семинара - совещания, Ереван. 1985, с.43-46.
64. Гуторов В.А., Агапитов В.В. Пути повышения эффек-
тивности промыслово-геофизичесних методов оценки техническо-
го состояния нагнетательных скважин НГДУ "Туймазанефть". -
РИТС "Нефтепромысловое дело и транспорт нефти", М., 1984, N
7. с.14-16.
63. Гуторов В.А., Исаков И.И. Опыт применения двухчас-
тотной аппаратуры акустического Контроля цементирования
скваяйн в слоиных геолого-технических условиях Западной Си-
бири. - Экспресс-Информация "Разведочная геофизика", ВИЗМС,
М.. 1985. вып.9, с.33-43.
' 66. Гуторов Ю.А. Геолого-технические особенности цемен-
тирования разведочных сквамин на плоыадях Оренбургской об-
ласти. - РНТС "Нефтегазовая геология, геофизика и бурение".
ВНИИОЭНГ, М., 1985, вып.И, с.37-40.
67. Гуторов Ю.А., Хайдаров Г.Н. Пути повышения'эффек-
тивности акустического метода контроля цементирования сква-
мин в условиях Оренбургского газоконденсатного месторомдв-
ния. - Экспресс-Информация ВНИИГазпром, сер."Геология, буре-
ние и разработка газовых и морских нефтяных месторождений', .
М.. 1985. вып.10, с.15-22.
60. Гуторов В.А., Гарипова Р.А. К вопросу повышения эф- *
Фективности оценки изоляции продуктивных интервалов разве-
дочных скважин на основе машинной интерпретации данных акус-
тического метода контроля в условиях Тюменской области.
Сб.: тезисы докладов на областной научно-технической конфе-
ренции молодых специалистов, Тюмень. 1986.
69. Гуторов Ю.А.. Исаков И.И.. Гарипова Р.А. 0 связи
показаний акустической двухчастотной аппаратуры с геолого-
техническими факторами при различных типах изоляции продуй -
тивных интервалов в районах Западной Сибири. - Сб.: тезисы
докладов областной научно-практической конференции, Тюмень,
1905, с.91-92.
70. Гуторов Ю.Й., Юармязданов !•>. Выбор конструкции
маложумяцих центраторов для и|крокрполосной аппаратуры акус-
тического каротажа обсаженных скважин. - Сб.: "Геофизическая
аппаратура", Л.. Недра, 1905 , N 82, с. 122-128.
71. Гуторов Ю.й. 0 возможности повышения аффективности
акустического контроля крепления скважин тампонажными раст-
ворами облегченного типа. - Сб.: тезисы докладов семинара
"Формирование и работа тампонажного камня в скважинах",
Краснодар, 1987.
72. Гуторов Ю.Й., Хайдаров Г.Н. Результаты изучения эа-
иискмости амплитудно-скоростных характеристик упругих волн
от состояния цементирования моделей обсаженных скважин в ии-
роном диапазоне частот. - Деп. ВИНИТИ, N 7359-387, 17.10.87.
73. Гуторов Ю.й., Замалетдинов М.Й., Исаков И.И. Влия-
ние структурно-механических свойств цементного камня на ди-
намические параметры некоторых типов упругих волн, регистри-
руемых в обсаженных скважинах при йК. - Деп. ВИНИТИ. N 1794-
веа. 3.03.88.
74. Гуторов Ю.й., Данилова И.В. Оценка эффективности и
раэрешаючей способности различных видов аппаратуры ЙК при
выделении дефектов цементирования объемно-контактного типа,-
Деп. ВИНИТИ. N I793-B88, 3,03.88.
75. Гуторов Ю.Й. Опыт анализа диагностических признаков
изоляции заколонного Пространства по данным двухчастотной
акустической аппаратуры в разведочных скважинах Узбекистана.
- Экспресс-Информация "Разведочная геофизика", ВИЭМС, оы- 1
М.. 1987, с.28-35,
76. Гуторов Ю.й., Черный В.В,, Кирпиченко Б.И. Некото-
рые результаты Комплексного применения потонометрических и
жумоакустичвских методов при испытании геолого-разведочных
скваяйн. - Сб.: тезисы докладов .на семинаре "Вскрытие нефте-
газовых пластов и освоение скважин", Ивано-Франковск, 1988.
77. Гуторов Ю.Й,, Майоров В.П., йхйадиев Р.Н. Повышение
эффективности промнслово-гефизических методов контроля ка-
ччства крепления и технического состояния обсаженных сква-
жин. крепленных колоннами малого диаметра. - Сб.: тезисы
докладов на семинаре "Проблемы совершенствования конструк-
тивных глубоких разведочных скважин на нефть и газ с цель»
повышения скорости бурения", Киев, 1988.
28. Гуторов И.Й., йглиуллин З.Я.. Самигуллин Х.К. Пути
повышения эффективности испытаний геолого-разведочных сква-
жин в условиях Оренбургской области за счет оперативного
контроля комплексом ГИС. - Сб.: тезисы докладов на семинаре
"Повышение эффективности испытания в колонне за счет внедре-
ния методов геофизического контроля процессов вскрытия, ин-
тенсификации притоков и освоения пластов", Тверь, 1988.
79. Гуторов Ю.А., Федорченко А.С., Черный В.Б. Состоя-
ние и пути совериенствования геофизической аппаратуры и обо-
рудования для контроля и сопровождения испытаний геологораз-
ведочных скважин. - Сб.: тезисы доклада на семинаре,
г.Тверь, 1988.
80. Гуторов Ю.й., Черный 8.Б., Кирпиченко Б.И. Резуль-
таты комплексных исследований геофизическими методами в про-
цессе испытания скважин Приобского месторождения. - Сб.: те-
зисы доклада на семинаре "Состояние и перспективы геофизи-
ческих исследований при поиске и разведке углеводородов", г.
Тюмень, 1989, с.58-59.
81. Гуторов И.Й., Гибадатов Р.С. Применение акустичес-
кого метода с целью повышения эффективного выделения мест
прихватов бурового инструмента и определения их характера
пои строительстве нефтяных и газовых скважин. - Сб.: тезисы
докладов на семинаре "Повышение эффективности использования
геолого-геофизической информации при строительстве скважин",
И.. ВДНХ. 1988.
82. Гуторов Ю.А., Кирпиченко Б.И., Арсланова А.Ш. При-
менение . ’ .во“о каротажа для решения задач разведочной и
нефтепромысловой геологии - Деп.ВИНИТИ, N BG54-B88,19.08.88.
83. Гуторов К).А., Исаков И.И. Результаты совместного
применения волн Лэмиа и волн реверберации для повышения дос-
товерности оценки качества цементирования скважин в условии
Западной Сибири. - Сб.: тезисы докладов областной научно-
:?7
практической конференции "Разработка аппаратуры для промыс-
лово-технологических исследований на нефтегазовых месторож-
дениях Западной Сибири", Тмиень, 198?, с,137-139.
84. Гуторов В.ft., НурГалеев В.Г., Салахова Й.Р. Связь
данных акустического контроля цементирования с результатами
прямого опробования. - я."Нефтяное хозяйство", М.. Недра,
1987, К 8. с.22-23.
85. Гуторой К.ft., Кирпиченко 5.И. О возможности приме-
нения комплекса ГИС (Ah-жумометрия-термометрия) для опреде-
ления источников засолонения приповерхностных горизонтов . -
Сб.: тезисы докладов на семинаре "Использование новых геофи-
зических методов для ремения инженерно-геологических и гид-
рогеологических задау.", И., 1989.
88. Гуторов В.ft., Черный В.Б., Кирпиченко Б.И. Аппара-
турно-методический комплекс для контроля и сопровождения ис-
пытаний геологоразведочных скважин. - Сб.: тезисы докладов
на семинаре "Техника и методика проведения ГИС. ПВР и испы-
таний в условиях Прикаспийской впадины", Уральск, 1990.
87. Гуторов Ю.А.. Гибадатов Р.С. Некоторые результаты
изучения влияния технического состояния эксплуатационных
сиваяин на изменение гидрогеологической обстановки Туймаэин-
ского и Бавлинского месторождений нефти. - Сб.: тезисы док-
ладов на Всесоюзной научно-технической конференции, И.. 1990.
88. Гуторов Ю.Й., Сидоров В.А. Геоэкологические иссле-
дования нефтедобычи. - «.Разведка и охрана недр, М., Недра,
1991, N 11. с.24-26.
89. Гуторов Ю.А. Аппаратурно-методический комплекс для
обеспечения эффективной оценки технического состояния обса-
женных скважин нефтяных и газовых месторождений в сложных
геолого-технических условиях "Контроль-!". - Деп. ВИНИТИ, N
1549-894 от 22.06.94).
90. Гуторов Ю.Й., Исмагилова Р.С., Моисеев Ю.Н. Некото-
рые результаты изучения информативности низкочастотных волн
Лэмба, возбуждаемых в обсаженных скважинах. - Деп. ВИНИТИ. N
1524-В94 от 17.06.94. '
91. Гуторов Ю.А.. Гареева С.Р.. Салахова Й.Р. Программа
автоматической интерпретации на ПЭВМ каротажных материалов и
,-V8
ВК, полученных комплексной аппаратурой акустического контро-
ля технического состояния обсаженных скважин. - Двп. ВИНИТИ,
Н 1527-В94 от 17.06.94.
92. Гуторов Ю.А., Моисеев Ю.Н., Гильманова А.И. Средст-
ва метрологического обеспечения комплексной аппаратуры акус-
тического контроля технического состояния обсаженных скважин
- Деп. ВИНИТИ, N 2377-В94 от 17.10.94.
93, Гуторов Ю.й,., Хайдаров Г.Н. Временные методические
рекомендации по работе с акустической, жумоиндикаторной, ин-
дукционно-механической аппаратурой АМН в обсаженных скважи-
нах. - г.Октябрьский, ВНИИГИС, 1983, 32 с. с илл.
94. Гуторов Ю.й. Временное методическое руководство по
применению комплексной двухчастотной аппаратуры акустическо-
го контроля цементирования и технического состояния обсажен-
ных скважин. Калинин, НПО 'Союэпромгеофизика", 1985, 106
с. с илл.
95. Гуторов Ю.Й., Кирпиченко Б.И.. Гибадатов Р.С. Вре-
менные методические рекомендации по применению акустической
малогабаритной аппаратуры для контроля изоляции и качества
испытания нефтегазовых объектов АКИ-36-7. - г.Октябрьский,
ВНИИГИС, 1987. В? с.
ЭВ, Гуторов Ю.Й., Кирпиченко Б.И., Габбасов Ф.Р. Вре-
менные методические рекомендации по применению аппаратуры
акустического контроля цементирования в скважинах р агрес-
сивными растворами ЙК-36-ГЙС. - г.Октябрьский, ВНИИГИС,
1987, 22 с.
97. Гуторов Ю.Й., Иайоров В.П., Гибадатов Р.С, Аппара-
тура акустического контроля качества цементирования и техни-
ческого состояния обсаженных скважин малогабаритная, комп-
лексная АКЦ-НВ-48 (двухчастотный вариант). Рекомендации по
применению. - г.Октябрьский, ВНИИГИС, 1987, 49 с.
98. Гуторов Ю.й., Майоров В.П., Гибадатов Р.С. Времен
ные методические указания по исследованию обсаженных скважин
аппаратурой АИЦ-НВ-48 и обработки получаемых материалов Год-
ночастотный вариант). - И., ИГ СССР, 1988, 45 с.
99. Гуторов Ю.й.. Гибадатов Р.С. Временные методические
рекомендации по применению малогабаритной акустической анна-
ратиры для выделения мест прихвата бурового инструмента. -
г.Октябрьский. ВНИИГИС, 1908, 31 с.
100. Гуторов В.Й., Салахова Й.Р. Методические рекомен-
дации по контроля качества цементирования обсаиенных скважин
акустическими методами с использованием фаэокорреляционных
диаграмм (ФКД1 и волновых картин (ВК). - г.Октябрьский.ВНИИ-
ГИС, 1992.
101. Гуторов Ю.А., Гареева С.Р., Моисеев Ю.Н. Методика
применения программ обработки ВК на ПЭВМ для решения обрат-
ной задачи оценки качества цементирования обсаженных скваяйн
(применительно к аппаратуре АКЦ-НВ-48). - г.Октябрьский,
ВНИИГИС, 1993. 18 с.
102. Гуторов Ю.й., Прямое П.й.. Хайдаров Г.Н. Акусти-
ческий излучатель. - А.С. Н 587034, Б.И. N 9, 1978.
103. Гуторов Ю.А.. Кирпиченко Б.И. Способ оценки ка-
чества цементирования скважин. - А.С. N 603743, Б.И. К 15,
1978.
104. Гуторов Ю.Й., Кирпиченко Б.И., Косолапов Й.Ф. Спо-
соб опрессовки обсадных колонн. - Заявка N 2092527/22-3. по-
лот.решение, ВНИИГПЭ от 28.02.79.
105. Гуторов Ю.А., Косолапов Й.Ф. Устройство акустичес-
кого каротажа для обнаружения трещин в скважинах. - А.С. К
•361277 от 18.09.72. Кл. Е21в 47/00, Б.И. N 1, 1973.
106. Гуторов Ю.Й., Кирпиченко Б.И.. Косолапов Й.Ф. Спо- .
соб опрессовки обсадных колонн. - А.С. N 771325, Б.И. N 38,
1980.
107. Гуторов Ю.А.,, Майоров В.П., Сушилов Ю.А. Способ
исследования состояния обсаженных скважин. - пр. 9.01.79,
А.С. N 883374. Б.И. К 43, 1981.
108. Гуторов Ю.А.. Шариязданов И.И.. Ахмадиев Р.Н. Уст-
ройство для калибровки приборов акустического каротажа.
А.С. N 928287. Б.И. N 18, 1982.
109. Гуторов Ю.А.Шариязданов М.И,. Гильманова А.И.
Сальниковое устройство для герметизации кабеля, спускаемого
в скважину, находящуюся под давлением. - А.С. N 972040 Б И
N 41. 1982.
110. Гуторов Ю.А., Шариязданов Ш.Ш., Кирпиченко Б.И.
C'il i
Сальниковое устройство для герметизации кабеля при геофизи-
ческих исследованиях сиважины. - ft.С. К 985252, 6.И. N 48,
1902.
111. Гдторов И.Й., Сунилов И.А., Хайдаров Г.Н. Способ
исследования обсаженных скважин. - ft,С. N 10180'27, Б.И. N18,
1963.
112. Гуторов Ю.й.. Кирпиченко Б.И. Способ выделения за-
колонных каналов. •- Й.С. N 1035550, Б.И. N 30. 1983.
113. Гуторов Ю.Й., Нарияэданов В,И., йхмадиев Р.Н.
Акустический герметичный изолятор. - Й.С. N 1045188, Б.И. N
315, 1983.
114. Гуторов Ю.й.. Хайдаров Г.Н., Сунилов Ю.й. Устрой-
ство для определения технического состояния обсадных колонн.
- ft.С. N 1116150, Б.И. N 36, 1984.
115. Гуторов Ю.й.. Мариязданов И.И., йхмадиев Р.Н. Уст-
ройство для контроля и аварийной блокировки спуско-подъемных
операций при геофизических исследованиях скважин с обсадной
колонной . - fl.C. N 1201491, Б.И. Н 48, 1985.
116. Гуторов Ю.й.. Шарияэданов И.И., Яхмадиев Р.Н. Уст-
ройство для центрирования скваяинннх приборов. - Й.С. N
1154440, Б.И. N 17. 1985.
117. Гуторов Ю.Й., Хайдаров Г.Н., Кустов Й.К. Способ
выделения объемных дефектов цементного кольца в обсаженных
скважинах. - Й.С. N 1348505, Б.И. N 40, 1987.
118, Гуторов Ю.й., Хайдаров Г.Н. Способ определения вы-
соты подъема тампонажной смеси и мест неполного вытеснения
бурового раствора за обсадными колоннами скважин. - ft.С. N
1427061. Б.И. N 36, 1988.
119. Гуторов Ю.Й.. а.ариязданов И.И., Ахмадиев Р.Н. Уст-
ройство для калибровки приборов акустического каротажа. -
Й.С. N 14324.38, Б.И. N 39, 1.988.
120. Гуторов Ю.й.. Кирпиченко Б.И. Способ выделения не-
устойчивых пород в обсаженной скважине. - Й.С. N 1680961
Б.И. N 36, 199!.
121. Гуторов Ю.й. Способ выделения участков напряженно-
го состояния обсадных колонн и горных пород в нефтегазовых
скважинах. - Й.С. N 1800419 от I7.10.90, Б.И. N 9, 1993.
122. Гуторов Ю.А., Гибадатов Р.С., Кирпиченко Б.И. Спо-
соб определения интервала и типа прихвата. - fl.С. N 1663186
от 04.03.88. Б.И. N 26. 1991.
123. Гуфранов И.Г,. Кирпиченко Б.И. Изучение формирова-
ния цемента акустическим цементомерои ЙКЦ-1. - Тр.ЗапСибНИГ-
НИ„ вып.38. Тюмень, 1971,
124. Детков В.П. Цементирование наклонных сквамин. И.,
Недра, 1978, 246 с.
125. Данилко Д.И. Особенности цементирования сквамин
при наличии поглочавчих или слабонапорных горизонтов. - Неф-
тяное хозяйство, N 6, И., Недра, 1973, с.14-18.
128. Дадаиев И.ft., Курбанов ft.Я. Критериальная зависи-
мость силы прихвата «от режима фильтрования бурового раство-
ра, - Азербайджанское нефтяное хозяйство, Баку, N 2, 1987,
127. Евдокимов Н.Й. Гидроакустическая аппаратура. Часть
Г, Л., ЛЭТИ, 1957, 70 с. ,,
128. Зубов Ю.В., Хуснуллин М.Х. Использование естест-
венных радиоактивных изотопов для выявления обводненных пла-
стов в процессе разработки нефтяных месторождэний. Изотопы в
СССР. К 14, И.. 1969, с.25-28.
129. Ивакин Б.'Н. Методы моделирования сейсмических вол-
новых явлений. И., Наука, 1969, 267 с,
130. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустичес-
кий метод исследования скважин. М., Недра, 1978.
131. Измайлов Л.Б., Булатов Й.И. Крепление нефтяных и
газовых скважин. N., Недра, 1976, 196 с.
132. Иченко 8.И., Красавин С.В., Стогов В.В. Перспекти-
вы использования динамических параметров волн Лзмба в обса-
женных сквакинах. - С.6.: 'Ядерно-геофизичёские и геохимичес-
кие методы при определении Фильтрационно-емкостных свойств
пород в залежах нефти и газа", И., ВНИИГеосистем, 1989, с,
92-96.
133. Кабиров Б.З., Зарипов М.Х., Антонов К.В. Контроль
за’ качеством разобщения продуктивных пластов при креплении и
освоении скважин на йрленском месторождении. - РНТС сер,"Бу-
рение”. вып.6. М., ЭНИИОЭНГ, 1979.
134. Кадыров М.Т. Влияние литолого-физических свойств
пород на качество цементирования сквамин. - Доклады АН
УаССР, Н 4. 1975, Ташкент, с.20-21.
135. Кадыров Й.Т., Рахимбавв 1.М.. Сагитова М.М. 0 ка-
честве изоляции в затрубном пространстве. - Нефтяное хозяй-
ство, N 8. М., Недра, 1928, с.19-21.
136. Кадыров И.Т., Рахимбаев J.M.. Колдасов Т.Н. Зави-
симость качества цементирования газоносных отловений от раз-
ности плотностей тампонажного и промывочного растворов. - ЭИ
сер."Геология, бурение и разработка газовых месторождений",
N I, М.. ВНИИгазпром, 1979, с.9-11.
132. Каримов Н.Х.. Хахаев Б.Н.. Запоромец fl.С. Тампо-
нажные смеси для сквамин с аномально пластовыми давлениями.
И., Недра. 1927, 191 с.
138. Катеев И.С. Состояние и пути повышения качества
крепления сквамин на месторождениях Татарской АССР. - РНТС
сер. "Бурение", вып.12, И., ВНИИОЭНГ. 1929, с.29-31.
139. Калистратов Г.А., Лобанков В.И., Прямое П.А. Уст-
ройство для градуировки и поверки аппаратуры акустического
каротажа. - А.С, N 813349, Б.И. N 10, 1981.
140. Калистратов Г.А., Белоконь Д.В., Блюменцев А.И.
Аппаратура акустического каротажа. Методы и средства полевой
калибровки. МУ 41-06-017-82. М., 1982, 19 с,
141. Кикучи Е. Ультразвуковые преобразователи. М., Мир,
1972.
142. Кирпиченко Б.И.. Кучернюк В.Д., Прямое П.А. Ис-
пользование механических воздействий на обсадную колонну для
оценки качества цементного кольца. - "Нефтяное хозяйство", Л
7, И., Недра, 1921, с.12-20.
143. Кирпиченко Б.И., Кучернюк В.Д., Прямое П.А. Неко-
торые причины неравномерности Формирования цементного камня
в скважине. - "Нефтяное хозяйство". N 2, М., Недра 1923 с
22-25.
144. Кирпиченко Б.И. Возможность определения движения
жидкости в затрубном пространстве акустическим методом, -
"Нефтяное хозяйство", N 4, М., Недра. 1973, с.21-23.
145. Кирпиченко Б.И. Комплексная интерпретация данных
акустического и радиометрического методов контроля качества
цементирования сквамин. - РНТС,"Нефтегазовая геология и гео-
физика", вып.12, К.. ВНИИ63НГ, 1975, с.ЗЗтЗВ.
146. Кирпиченко Б.И. Исследование воэмохности определе-
ния акустическим методом изоляции затрубного пространства
нефтяных и газовых скваяйн. Дисс. на соискание уч. степени
каид.техн.наук. ВНИИГИС, Октябрьский, 1973, 236 с.
147. Кирпиченко 8.И., Сервантов Й.Й., Кунавин Й.Г. Опе-
ративный способ определения интервалов негерметичности ко-
лонны. - ЗИ сер."Per.разе, и промысл.геофизика.", N 4. И.,
ВИЗИС, 1970. с.5-6,
146. Кирпиченко Б.И.. Сервантов Й.Й., Тимошин Г.Б. Ис-
пользование акустических методов при испытании разведочных
скваиин. - РНТС "Нефтегазовая геология и геофизика", вЫп.7,
И,. ВНИИОЭНГ. 1979, с.39-42.
149. Кирпиченко Б.И.. Вариязданов 1.1. Способ калибров-
ки сквавинной акустической аппаратуры. - Й.С. N 641376, В.И,
N 1. 1979.
150. Ковтунов Г.Й., Садон И.И. Нарушение целостности
эксплуатационных колонн на промыслах Кубани. - ННТ сер."Неф-
тепромысловое дело", N 8, 1963, с.5-0.
151. Козяр В.Ф., Панов В.Ф., Садыков И.Х. Фоторегистра-
тор для аппаратуры акустического каротава. - Сб. "Геофиэичвс-
,кая аппаратура", вып.61, Л., Недра, 1977, с.76-81.
152. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования .
сквамин. М., Недра, 1976, 445 с.
153. Коморин В.К. О природе мемтрубных гаэо-водо-нефте-
проявлений. - Газовая промышленность, N 7, И.,1966, с.16-21.
154. Кондратьев Ю.В., Леонтович Я.И., Мартынюк В.И.
Сканирующее устройство для акустического цементомера. • Сб.
"Геофизическая аппаратура". N 57, Л., Недра. 1975, с.31-33.
155. Косолапов Й.Ф., Дзебань И.II, Кольцевой магнито-
стрикционный излучатель для приборов акустического каротава.
В кн.: "Геоакустические исследования в сквахинах", М.,
Труды ВНИИЯГГ, вып.18, 1974, с.Ш-122.
156. Крауклис Л.Й., Крауклис П.В. Кинематика и динамика
гидроволны, распространяющейся в обсаиенной сквахине. - Воп-
роси динамической теории распространения сейсмических волн.
fl., 1979. вып.19, c.91-98.
15 ?. Крауклис П.В., Матов ft. С. О затухании нормальных
волн в скважине. - Вопросы динамической теории распростране-
ния сейсмических волн, Л.. 1981, вып.20,.с.45-51.
158. Крауклис П.В.. Крауклис fl.fi.. Бураго H.fi. Затухав-
цие волны при двуслойной обсадке сквашины. - Вопросы динами-
ческой теории распространения сейсмических волн. Л., 1981,
вып.20, с.38-44.
159. Крауклис П.В., Булатов Н.М. Кинематические особен-
ности волнового поля при акустическом каротаве цементного
кольца. - Вопросы динамической теории распространения сейс-
мических волн. Л., Наука, 1972, вып.9, с.59-83.
160. Крылов В.И., Овечкин ft.И. Разобщение пластов в
сложных гидрогеологических условиях. - ТНТО, сер."Бурение",
И.. ВНИИОЭН1. 1978.
161. Крылов fl.fi., Таламанов Е.Н. Исследование качества
цеиентирования скважин на различных этапах разработки место-
роидения. - РНТС, сер.“Бурение", И., ВНИИОЭНГ, 1929, вып.6,
с. 16-19.
162. Крылов fl.fi.. Волошко Г.Н. Влияние различных нагру-
зок в колонне на ее контакт с цементным кольцом. - "Нефтяное
хозяйство". И., Недра, 1991, N 12, с.8-10.
163. Крылов fl.fi., Кузнецов O.fl., Шишин К.й. Соверменст
вование акустических методов оценки качества разобщения пла
стов. - НТО сер. “Бурение газовых и газоконденсатных сква
мин", И.. ВНИИЭГазпром, 1978, 36 с.
164. Крылов Д.Й., Кузнецов О.Л. Определение дефектов л
цементном камне и налрягенности его контактов. - РНТС. сер.
“Бурение", вып. 3, И.. ВНИИОЭНГ, 1923, с.16-21.
165. Крылов fl.fi., Шишин К.й., Кузнецов О.Л. Временное
руководство по исследованию качества цементирования скважш,
акустическим методом при изменяющемся давлении в обсадной
колонне на месторождениях Мангышлака. - Шевченко, 1924.
166. Крутин В.Н., Марков И.Г., Юматов Й.Ю. Волны Лэмба
Стоунли в кольцевом зазоре между каротажным прибором и про
ницаемой стенкой скважины. - "Геология и геофизика" Наука
1988, N 3, с.96-101.
167. Кузнецов О.Л. Методы разведки и контроля за разра-
боткой нефтегазовых месторождений. основанные на регистрации
акустических и термоакустичвских полей в средах, пересечен-
ных обсаженными скважинами. Лисс.на соиск.уч.степ.канд.техн,
наук. И., ВНИИЯГГ, 1974, 305 с.
158. Кузнецов О.Л., Милюкова Г.С. Акустический метод
исследования сквавин. Обзор зарубежной литературы. - Сер.
Нефтегазовая геология и геофизика, К.. ВНИИОЭНГ,1970, 135 с.
189. Кудрявцев В.А., Салихов С.А. Применение цементно-
мелового раствора при цементировании разведочной скважины Р-
93 Федоровского иестороыдения. - Труды ЭапСибНИГНИ, вып.79,
Тюмень, 1974, с,57-59.
170, Куксов А.К., Черненко А.В. Состояние поверхности
стенок сквавины и колонны и образование флюидопроводящих ка-
налов в зацементированной заколонном пространстве. - Тезисы
докладов и сообщения Всесоюзного семинара на тему!"Повышение
эффективности буферных видкостей", Краснодар, 1973.
171, Кучернюк В.Д., Прямое П.А., Семенова Т.Н. Изучение
влияния перфорации на колонну и цементное кольцо акустичес-
кими и радиометрическими методами. - РНТС, сер."Бурение",
вып.10. И., ВНИИОЭНГ, 1970, с.17-19.
172. Колотов А.В.. Борцов В.П., Мойко Е.А. Вопросы по-
вышения качества и ускорения строительства сквавин в Тюмен-
ской области. - Сб.трудов СибНИИНП, 1988, Тюмень, N 3, с.|3-
15,
173, Кондратьев Ю.В., Леонтович Я.И., Ломачев Е.П. По-
вышение. эффективности оценки качества цементирования сква-
шин. - "Техника и технология промывки и крепления’сквамин".
Труды ВНИИКРНефть, вып.9, Краснодар, 1975, с.42-44.
174. Логвинов И.И., Гайворонский А.А. Об условиях фор-
мирования контакта цемент - обсадная труба в стволе скважи-
ны. - Сб. "Вопросы добычи нефти в Башкирии”, вып.1, Уфа,
1968, с.31-35.
175, Ломачев Е.П,, Нестеренко Н.Г. Определение качества
сцепления цеыента с породой по полным акустическим сигналам
в обсаженных скваиинах на месторождении Чэень. - Сб. НТК для
нефтедобывающих предприятий Южного Мангышлака. Сер. "Буре-
.Г:6
ние”, вып.2, М., 1972, с.158-163.
17В. Локианов Р.Р.. Кавлвтов М.Р.. Поляков В.Н. Состоя-
ние цементного кольца и камня после длительной эксплуатации
скважины Ижимбайского месторождения. - РНТС, сер, "Бурение',
вып.12, И., ВНИИОЭНГ, 1979, с,19-21.
177. Лвкшин П.К., Прокофьев И.П., Соколова Я.й. Иссле-
дования по разработке метода изоляции эон осложнений поли-
мерной композицией. - "Новые методы повышения качества ра-
зобщения пластов при бурении нефтяных скважин". Сб. научных
трудов, Бугульма, 1975, с.35-38.
178. Макаров М.С., Романов В.В., Пинкензон Д.6, и при-
менении радонового индикаторе для оценки качества цементиро-
вания сквамин. - "Совершенствование технологии проводки глу-
боких скважин в Нижнем Поволжье". Труды ВолгоградНИПИнеФть,
вып.23, В., Нижнв-Волжси, кн.изд-во, 1975, с.66-89.
179. Иаломожнов Й.М., Перцев Г.М.. Сулейманов М.й. Ин-
формативность акустической спектрометрии при контроле ка-
чества цементирования скважин с многоколонной конструкцией.
- Сб.трудов БашНИПИнефть, Уфа, 1990, N 20, с.123-131.
180, Мслоиожнов Й.К., Перцев Г.М., Прямое П.й. Прохож-
дение акустических сигналов через элементы двухколонной сис-
темы крепления скважин. - Сб. "Геофизические исследования в
процессе бурения и испытания скважин". Труды БашНИПИнефть.
Уфа, 1989, вып.19.
181. Иаломожнов Й.И. Определение частотных характерис-
тик многоколонных систем крепления скважин. - Сб. "Геофизи-
ческие исследования в процессе бурения и испытания скважин".
Труды БашНИПИнефть, Уфа, 1989, вып.19.
182. Мамедов Й.Й. Нарушения обсадных колонн при освое-
нии и эксплуатаций сквамин и способы их предотвращения. -И.,
Недра. 1974, 198 с.
183. Каслов В.И. Особенности технологии глубокого буре-
ния в зонах распространения многолетней мерзлоты. - "Нефтя-
ное хозяйство", К ’, И.. Недра, 1965, с.20-22.
184. Начинений Е.К., Булатов Й.И.,. Стафикопуло Й.И.
Влакопесчаные безобжиговые цементы для тампонажа сквамин с
забойными температурами до'200 град.С. - "Нефтяное хозяй-
ство", Н, М., Недра, 1958, с. 19-21.
185. Мачинский Е.К. Легкие тампонажные растворы для
глубоких и сверхглубоких скважин с забойными температурами
от 90 до 200 град.С. - "Нефтяное хозяйство", Н 3. И., Недра,
1963, с.25-27.
186. Мажмаджанпв У.Д., Халфин В.Е. Затрубные проявления
газа. - "Нефтяное хозяйство", N 9, И., Недра, 1966, с.24-28.
187. Мельников Ю.В., Утробин А.С.. Смолянинов В.Г. На-
рушение контактов цементного кольца с обсадной колонной и
стенками скважины при проведении технологических операций в
этой колонне. - РНТС. сер."бурение", вып.4, И., ВНИИОЭНГ,
1977. с.15-17.
188. Морз Ф. Колебания и звук. М., ГИТТЛ, 1949, 496 с.
18,9 Мрочко Н.А. Причины, способствующие поступлению
газа из внсоконапорных горизонтов в кольцевое пространство,
заполненное цементным раствором. - „Сер. "бурение газовых и
газоконденсатных скважин", Реф.сб., вып.5, И., ВНИИЭГизпром,
1976, с.9-16.
190. Николаев С.А., Овчинников М.Н.. Кондаурова Г.Ф.
Спектральная иуиометрия фильтрационного потока в нагнета-
тельных скважинах'. - "Нефтяное хозяйство", М., Недра, 1992,
N 2, с.40-41.
191. Новиков Ю.М. Цементно-меловые тампонажные смеси.
Труды МИНХиГП, вып.96, М., 1970, с.195-202.
192. Новожилов В.В. Теория тонких оболочек. Л.,Судпром-
гиз, 1951, 344 с.
1.93. Озеренко А.Ф., Куксов Л.К., Булатов А,И. Предуп-
реждение и ликвидация газо-нефтепроявлений при бурении сква-
жин. М., Недра, 1978, 279 с.
194. Озирный Л.Г., Фиалко Е.И., Мойся Р.И. Предвари-
тельные результаты экспериментального исследования спект-
ральных характеристик скважинных шумов. - "Изв.ВУЗов. Нефть
и газ", вып.1, Баку, 1974, с.17-19.
195. Осадчий А.П., Векслер Б.Е., Кузнецов О.Л. Требова-
ния к аппаратуре акустического каротажа обсаженных скважин.
- Сб. "Новые приборы и методика скважинной сейсмоакустики"
Труды ВНИИЯГГ. N 15, И., ОНТИ, ВНИИЯГГ, 1973.
238
196. Отраслевая инструкция "Аппаратура акустического
каротажа^ Методы и средства поверки". ОП. 41-001-??. М.. МГ
СССР
19?. Панов Б.Д., Касперский Б.В. Исследование изменения
объема набухших пластовых глин под действием промывочных
шидкостей. - РТНС. сер."Бурение". N 9. И.. ВНИИОЭНГ, 1972,
с.22-23.
198. Перельман ft.fl. формирование импульсов распределен-
ным излучателем при акустическом каротаие. - Сб. “Вопросы
разведочной геофизики", вып.9, Л., Недра, 1909, с.111-118.
199. Перов ft.В., Исупов И.Г., Катеев И.С. Анализ состо-
яния крепления сквамин и разобщения пластов в объединении
"Татнефть". - Сб."Новые методы повышения качества раэобшения
пластов при бурении нефтяных сквамин". Труды ТатНИПИнефть,
Бугульма, 1975.
200. Подушкин Э.Г.. Белоконь Д.В., Цирульников В.О
Петрологическое обеспечение аппаратуры акустического карота
ша по интервальному времени и коэффициенту затухания. -“Мет-
рология и метрологическое обеспечение измерений параметров
объектов нефтепромысловой геофизики". Тезисы докладов, Уфа,
1986, с.19-20.
201. Поэдеев М.й. Оценка технического состояния обсад-
ной колонны в интервалах перфорации на Мамонтовском место
рождении. - РНТС, сер."Бурение", вып.?, М., ВНИИОЭНГ. 1978,
с.29-32.
202. Поляков Г.Г. Температурный решим в бурящихся сква-
винах. - "Нефтяное хозяйство", N 7, М., Недра. 1965, с.3-5.
203. Плохотников Й.Н., Козяр В.Ф.. Белоконь Д.В. Мето-
дическое руководство по интерпретации диаграмм акустического
кароташа, полученных аппаратурой СПЙК-2М (СП0К-2). - Ок
тябрьский, ВНИИГИС, 1974, 71 с.
204, Прасолов В.Й., Голышкина Л.й. Сопротивляемость
контакта "цемент-труба" механическим нагрузкам в зависимости
от времени твердения тампонирующих смесей. Труды ТатНИПИ
ХХИ, Казань, 1973, с.42- 43,
205. Провелков Ю.М. Контролирование качества цементиро
вания глубоких высокотемпературных скважин методом термока
рота»а. - РНТС, с«р."Бурение". вып.1. И.. ВНИИОЗНГ. 1968. с.
44-42
20 8^ Пряное П.А., бернитейн fl.ft.. ГуФранов И.Г. и др.
Руководство по применении) акустических и радиометрических
методов контроля качества цементирования нефтяных и газовых
скважин. Уфа. 1978, 109 с.
207. Прямое П.А.. Зарипова 8.В. Определение дефектов в
цементном кольце по данннм акустического и гамма-гамма каро-
тажа. - РНТС, сер."Вурвние". вып.Н. И,, ВНИИОЗНГ, 1979, с.
19-21,
208. Прямое П.Й.. Батырова Л.Р.. Чернышова Т.А. Крите-
рии, используемые при интерпретации на ЭВМ данных акустичес-
ких методов контроля цементирования сквамин. - Труды БашНИ-
ПИнефть. Уфа, 1988, N 18, с.118-132.
209. Рабинович Е.З. Гидравлика. М., Недра, 1977.
210. Рафиков В.Г.. Белоконь А.В.. Козяр В.Ф. Аппаратура
акустического каротама с изменяюввйся длиной измерительного
зонда. - Сб."Геофизическая аппаратура", вып.56, Л., Недра,
1974, с.84-89,
211. Рафиков В.Г., Виноградов Е.А., Бандов В.П. Вироко-
полосная аппаратура акустического каротама СПАК-6Т для исс-
ледования сквамин со славными термобарическими условиями. -
'Скважинная геоакустика при поисках и разведке месторождений
полезных ископаемых", М., Труды ВНИИГеосистем. 1987.
212. Рахимбаев В.И. Временное руководство по цементиро-
вании сквамин в слоеных условиях. Ташкент, 1974. 8 с.
213. Рачковский Ю,, Фидшль К., Стричен С. Влияние меха-
нических параметров цементного камня на его сцепляемость со
стальными трубами. - "Техника и технология буровых и гйрных
разведочных работ". Экспресс-информация, N 28, К., ВИНИТИ
1976. с.14-23.
214. Ризниченко В.6.. (амина О.Г., Ханутина Р.Б. Упру-
гие волны с обобщенной скоростью в двумерных биморфных моде-
лях. - Изв.ЙН СССР, сер.геофизическая, N 4, 1961, с.495-519.
215. Рукавицын В.Н. Исследование электроакустического
тракта передачи и способов обработки информации акустическо-
го каротажа. Лисс, на соискание уч.степ. канд.техн.наук. И.,
240
ВНИИЯГГ, 1972, 253 с.
216. Руководство по применении промыслово-геофизических
методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений.
М.. Недра, 1976, 271 с.
217. Саидов А.М. О некоторых причинах межколонных про-
явлений о газовых скважинах. - "Азербайджанское нефтяное хо-
зяйство", N 12, баку, 1968, с.22-24.
218. Сафронов В.fl., Назаров И.В., Мазин И.П. Исследова-
ния на гидропроводность поверхности контакта цементного кам-
ня с образцами металлических труб, - РНТС, сер."Бурение, N
6, М.. ВНИИОЭНГ, Ю70. с.17-19.
219. Сеид-Реза И.К.. Шерстнев Н.М.. Агаев М.Х. О герме-
тичности контактов тампонирующих материалов между собой и с
поверхностями обсадных труб. - ''Азербайджанское нефтяное хо-
зяйство", N 2. Баку, 1970, с.32-36.
220. Скучик К. Основы акустики. И., Мир, кн.П, 1976.
520 с.
22 .1. Смолянинов В.Г. и др. Нарушение контактов цемент-
ного кольца с обсадной колонной и стенками сквамины при пер-
форации. - РНТС, сер."Бурение", вып.1, М., ВНИИОЭНГ. 1970,
с.18-20.
222 . Стригоцкий С.В,, Масленников В.В. Анализ качества
цементирования эксплуатационных колонн в скважинах Медвежь-
его месторождения. - Реф.об., сер."Бурение газовых и газо-
конденсатных скваяин", вып,5, М., ВНИИЭГаэпром, 1976, г.3-9.
223. Сулейманов М.А., Чернышова Т.А., Прямое П.й. Мето-
дика поверки аппаратуры акустического каротажа и контроля
цементирования скважин на установке УПАК-1. - "Метрология и
метрологическое обеспечение измерений параме.тров объектов
нефтепромысловой геофизики". Тезисы докладов, Уфа, 1986.
224. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных
пластов. М., Недра. 1974, 223 с.
225. Таламанов Е.А., Крылов fl.А. Анализ влияния геоло-
гических факторов на качество цементирования скваяин место-
рождения Узень. - ."Повышение зффективцости изучения сква-
яин геофизическими методами. ' Труды БашНИПИнефть, Уфа. 1980,
вып.Ю.
241
226. Тимошенко С.П. Колебания в инженерном деле. Пере-
вод с англ.яз. К.. Физматгиз, 1959, 439 с.
227. Титков Н.И.. Цирин Ю.З., Неретина ft.9. Рациональ-
ный выбор времени ОЗЦ. - РНТС, сер."Бурение , вып.З, К.,
ВНИИОЭНГ, 1988, с.15-17.
228. Титков Н.И.. Цирин Ю.З. Повышение эффективности
исследования тампонажных смесей. И,, Недра. 1968, 136 с.
229. Тищенко Й.В. Исследование факторов, влияющих на
герметичность обсадных труб. - "Нефть й газ”, К 10, 1963, с.
13-15.
230. Фальк И.Б.. Горбенко /1.0. Определение оптимальной
плотности перфорации на основании результатов исследования
скважин. - "Нефтяное,хозяйство", N 3, К., Недра, 1963, с.18-
20. ‘ .
231. Хангильдин Г.Н. Исследование контракции цемента и
влияние ее на герметичность затрубного пространства нефтяных
и газовых скважин. - "Нефтяное хозяйство", N 9, N.. Недра,
1988, с.17-18.
232. Хасаев Р.М., Дадашев Н.Й., Кузьмин Й.В. К вопросу
обеспечения плотности контакта меиду обсадной колонной и це-
ментным камнем. -Труды "Гипротюменьнефтегаза", Тюмень, вып.
28, 1972, с.30-36.
233. Цементы. Методы физических и механических испыта-
ний. ГОСТ 310-60. И., Госстандарт.
234. Иивин К.Й., Рустаибеков Т.Ф.. Крылов Д.й. Влияние
опрессовки и перфорации скважин на качество разобщения плас-
тов. - РНТС, сер."Бурение", вып.4, И., ВНИИОЭНГ, 1977, с.25-
27.
235. Шишенко Р.И., Есьман Б.И., Кондратенко П.И. Гид-
равлика промывочных жидкостей. И., Недра, 1976, 293 с.
236. Юсупов И.Г., Вамсутдинов Й.Ф., Газизов Й.И. Иссле-
дование свойств полимерцементных растворов с добавкой водо-
растворимых полимеров. - "Нефтяное хозяйство", N И, М
Недра, 1973, с.35-38.
237. Яремийчук Р.С., Райхерт 71.й. Бурение стволов боль-
шого диаметра. М., Недра, 1 9.77, 1 74 с.
238. Arnold R.N., Warburton G.B. "Flexural vibration of
742
the ualles of thin cylindrical shailes hawing freely suppor-
ted end". Proc.Roy. Soc, Ser.Math, and Phys. 194'*, U, 19?, p.
238-256..
239. Crawford C.S., Spann И.М. "Frequency response and
resonance on acoustlng logging", The Log finalist, 9.14, N I,
1973. p.3-15,
240. McKlly R.M., Banner F.M., Ruehle R.C. “The struc-
ture and interpretation of noise frot flow behind cenented
casing". J.Petrol.Technol., 1973/U.25, March, p.329-338.
241. Robinson M.S. "Recent application of the noise
log". SPWLft, Seventeen the annual logging syiposlui, lune 9-
12, 1978, 25 p.p.lG).
24j