Исследования и специальные работы в скважинах

Исследования и специальные

работы в скважинах

Исследования и измерения в скважинах

Разделы курса


Специальные работы в скважинах




Литература по разделу

1. Брылин В.И. Исследования и измерения в скважинах. - Томск: Изд. ТПУ, 1993. - 72с.

2. Дьяконов Д.И. и др. Общий курс геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1984. - 434с.

3. Копылов В.Е. Бурение? Интересно! - М.: Недра, 1981. - 160с.


Литература по 1 разделу

4. Ивачев Л.М. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин. - М.:Недра, 1989. - 247с.

5. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. - М.:Недра, 1982. - 293с.

1.1. Измерение параметров скважины

(Диаметр и глубина

скважины)


1.1.1.Измерение диаметра скважины


Данные о фактическом диаметре скважины необходимы для решения целого ряда практических задач


I) контроль за состоянием ствола скважины в процессе бурения,


2) выбор наиболее благоприятных участков ствола скважины для установки отклонителей, пакеров, устройств для тампонирования, искусственных мостов, фильтров, испытателей пластов и т.п.;


3) определение возможности спуска обсадной колонны необходимого диаметра на заданную глубину;


4) определение объема затрубного пространства при расчете количества материалов, требующихся для цементирования обсадных колонн или объема гравия при закладке гравийного фильтра;


5) количественная интерпретация результатов геофизических исследований скважин;


6) изучение и уточнение геологического разреза по изменению величины диаметра скважины при бурении пород различного литологического состава.


7)оценка технического состояния обсадной колонны- измерением ее внутреннего диаметра (целостность труб, положение ниппельных и муфтовых соединений, наличие цементных колец и др.)


Отклонение фактического диаметра скважины от номинального обусловливается:

Литологическими причинами Причинами технологического характера


Литологические причины


Три типа горных пород:

1. Породы, при бурении которых диаметр скважины близок к номинальному (плотные монолитные породы типа песчаников, доломитов, гранитов, кварцитов и др.).



2. Породы, при бурении которых в скважинах образуются каверны (пустоты), т.е. диаметр скважины на отдельных интервалах становится значительно больше номинального.



3. Породы, при бурении которых ствол скважины сужается – диаметр становится меньше номинального.


Причины технологического

характера


Причины технологического характера

технологические режимные параметры;



конструкция скважины ;



тип бурового снаряда ;



тип породоразрушающего инструмента


Способы измерения диаметра скважины 1. Измерения по керну а) по диаметру керна б) по выемке в керне 2. Приборные способы

измерений -кавернометрия


Измерение диаметра скважины по диаметру керна.

Dc=2(Dн-t)-Dк, Где:Dс-диаметр скважины; Dн-наружный диаметр коронки; t – ширина кольца коронки по

подрезным резцам; δ1, δ2-разработка скважины и

керна


Измерение диаметра скважины по диаметру керна.

Принимаем

δ1~ δ2

Коронка


Измерение диаметра скважины по желобу в керне


Измерение диаметра скважины по желобу в керне


Схема определения диаметра по желобу в керне

Dc

Dкh

C

В

А

Пробуренная скважина

Новая скважина


Расчет Dс

с2+4h2

Dс= 4h


Кавернометрия

Типы каверномеров Механические Электрические Акустические Оптические


Рычажный каверномер

1.Корпус 2.Короткое плечо рычага 3.Длинное плечо рычага 4.Стенка скважины 5.Шток 6.Бегунок реостата 7.Реостат Б – Батарея питания П – Регистрируюший прибор


Схема рычажного каверномера КМ-2

1.Электромагнит 2.Замок 3.Длинное плечо рычага 4.Толкатель 5.Рабочая пружина 6.Шток 7.Реостат 8.Бегунок


Ромбовидныйкаверномер

1.Нижний рычаг 2.Каток 3.Стопор 4.Пружина 5.Стенка скважины 6.Фигурный кулачок 7.Шток 8.Ползун


Ромбовидныйкаверномер КВ-2


Кавернограмма

1.Диаметр коронки

2.Кавернограмма

3.Зона обрушения


Каверномер оптический

1.Трос-кабель 2.Стенка скважины 3.Центраторы 4.Лентопротяжка 5.Объектив 6.Стекло 7.Магнитная стрелка 8.Осветитель 9.Линза торовидная 10.Щелевой

проектор


Акустический каверномер

Схема измерения Кавернограмма

Зонд

Отметки глубины

Нулевая линия

Диаметр скважины


Профилемер гидролокационный

1 — пьезокерамический преобразователь; 2 — генератор ультразвуковых колебаний; 3— усилитель и детектор; 4— датчик азимута; 5—двигатели; 6—кабель; 7 — синхронизация; S — блок меток; 9 — вращающаяся отклоняющая система- 10—телевизионный индикатор кругового обзора;11—измерительная панель; 12 — скважинный прибор; 13 — изображение на экране сечения скважины


Характеристики электрических каверномеров

Марка КМ-2 КВ-2

Диапазон измерения диаметра скважины, ммТипПогрешность измерения,ммНаружный диаметр,ммДлина,ммМасса,кгЧисло мерных рычагов

40-400Рычажны

й±436

186083

60-240Ромбови

д.±1555

141010,8

3


Профилеграмма


1.1.2.Измерение длины ствола и глубины скважины


Измерение длины ствола:

-механическим способом -магнитным -волновым -по длине труб -прочими способами


Метод равноразмещенных сейсмодатчиков

R=(2a2-l23-l24)/2(l3+l4) x=(a2+l1l2)(l2-l1)/

2a(l3+l4) y=(a2+l3l4)(l3-l4)/

2a(l3+l4) z=(R2-x2-y2)1/2

О

Y

Z

X

1

2

3 4

Н-глубина скважины

О1

L- трассаскважины

R-расстояние от оси до забоя

Акустическая пеленгация забоя направленных скважин

a

l1l2

l3

l4

(-x,-y,-z)

1.2.Методы исследования

скважин


1.2.1.Исследование скважин необводненных ("сухих") или заполненных чистой водой.

Осмотр неглубоких скважин простейшими устройствами.

Фотографирование стенок скважины.

Телевизионный осмотр Телефотогеологические

исследования стенок скважины


Схема буроскопа: I - токоподающие

провода; 2 - корпус; 3 - зеркало; 4 - электролампа; 5 - стенка скважины

Осмотр неглубоких скважин простейшими устройствами.


Схема конструкции и буроскопа


Общий вид буроскопа


Трещина в стенке скважины


Схемабуровой люстры


Общий вид буровой люстры


Осмотр стенки скважины через нивелир

1.Буроскоп 2.Стенка скважины 3.Провода 4.Лебедка 5.Нивелир 6.Зеркало


ФотоаппаратФАС-1 для исследования стенок по .

образующей скважины I – Кабель 2 - Прижимная пружина; 3 - Корпус; 4 - Зеркало;

5 - Стекло; 6 - Импульсный осветитель; 7 - Объектив; 8 - Лентопротяжный механизм;

9- Стенка скважины


Фотоаппарат СФ2 . кругового обзора

6 - Импульсный осветитель; 7 - Объектив; 8 - Лентопротяжный механизм; 10-Центраторы; 11-Зеркальный конус или пирамида; 12-Стеклянный цилиндр


Отверстия после перфорации в обсадных трубах

дефектыв трубах

Телефотогеологические исследования



Схема телефото-

панорамной установки

I - электродвигатель; 2 - лампа осветителя; 3 - конденсатор; 4 - зеркало осветилеля; 5 - обзорное зеркало; 6-объектив; 7-экран; 8 - фотоэлектрический преобразователь; 9-усилитель; 10-датчик синхронизации; II- датчик ориентации; 12-усилитель; 13-блок строчной развертки; 14 -кинескоп; 15-объектив; 16-лентопротяжный механизм; 17-блок-баланс; 18 - кабель


Телефотопанорама участка скважины

Линии пространственной ориентировки

Метровые отметки глубин


1 — экран; 2 — фокусирующее кольцо; 3 — поворотный диск с окуляром; 4— сеточная шкала на окуляре; 5 — пучок световодов с соединительной муфтой

Световолоконная оптика


1.2.2.Исследование скважин, заполненных непрозрачными жидкостями

Акустическое фотографирование Лазерное фотографирование Боковые печати


Скважинный акустический телевизор

1 - скважинный зонд; 2- зондирующий и приемный акустический преобразователь; 3-датчик ориентации (магнитометр); 4-двигатель; 5-кабель; 6-блок-баланс; 7- отметчик глубин; 8- усилитель; 9 -блок строчной развертки; 10- регистратор акустических сигналов; 11-кинескоп; 12-фотоаппарат

Схема САТ



Методы местного осветления жидкости

Механические пути осветления Химические пути осветления


Механические пути осветления

Устройства, изолирующие осматриваемый интервал

Скважинные гидроциклоны, вибраторы высокочастотные, центрифуги


Устройство с прозрачной эластичной оболочкой

1—электромотор постоянного тока; 2 — редуктор; 3—камера для прозрачной жидкости; 4 — вал; 5 — ротационный насос; 6 — каналы для прокачивания жидкости; 7 — эластичная оболочка; 8 — объектив; 9 — предохранительная пластина

9


Химические пути ликвидации агрегатной устойчивости Коагуляция суспензий

органическими коагулянтами-(полиакриламид, КМЦ и др.) Введение электролитов-

изменение РН среды. Изменение локальной

концентрации дисперсной фазы – впрыск воды


Изменение локальной концентрации дисперсной фазы – впрыск воды

Изменение температуры жидкости- впрыск сильно охлажденных жидкостей (жидкий азот и т.п.)


Исследование забоя скважины


I - стекло; 2 - импульсный осветитель; 3 - объектив; 4 - лентопротяжный

механизм; 5 - центратор

Схема аппарата для фотографированиязабоя скважины


1.3.Исследование интервалов

осложнений в скважинах


Необходимость закрепления и изоляции пластов пород в скважинах

для борьбы: – с потерей устойчивости ствола – с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости для подавления водопритоков и

нефтегазопроявлений; для предупреждения перетоков жидкости

из скважины через проницаемые пласты в горные выработки и засорения продуктивных горизонтов


Недостаточная изученность природы осложнений, возникающих в процессе бурения, требует проведения специальных комплексных исследований в скважинах .

Однако зоны возможных осложнений в скважинах чаще всего не оцениваются

Отсутствие такой информации ведет к образованию аварийных ситуаций в скважинах

Необходимо планирование и проведение в скважинах комплексных геологических, гидрогеологических и геофизических исследований.


Исследования позволяют выяснить:

количество, мощность и глубину залегания пластов пород с зонами поглощения и водопритока,

пластовое давление в этих слоях пород и их проницаемость,


статический и динамический уровни жидкости в скважине;

интенсивность поглощений и водопритоков;


отобрать пробы жидкости и газа из скважины для лабораторного изучения их физико-химических свойств;


оценить качество цементирования в скважине;

определить зоны заколонной циркуляции жидкости при нарушении технологии цементирования колонн обсадных труб.


1.3.1.Поглощение промывочной жидкости

Причины возникновения поглощений связаны с геологическим строением пластов и технологией бурения.

Породы имеют трещины и поры различных размеров, каверны и карстовые пустоты.

От размера и распространения этих естественных каналов зависит интенсивность поглощения.

Величина раскрытия этих каналов изменяется от нескольких микрон до десятков миллиметров, а в зонах несогласного залегания пород – до 10-20 мм.


1.3.1.Поглощение промывочной жидкости

Давление жидкости в пласте определяется его строением, проницаемостью, условиями залегания, геостатическим давлением.

Величина пластового давления Рп оценивается Рп = Н·ρ

Рп- величина пластового давления; Н-величина столба жидкости ,который

устанавливается в находящейся в покое скважине;

ρ- плотность пластовой жидкости.


Соотношение давлений

в скважине и пласте, представляют единую

гидродинамическую систему.


Со стороны скважины на вскрываемый проницаемый пласт воздействует гидродинамическое давление

Рг=Рст+Ргс где Рст - давление столба жидкости,

заполняющей скважину; Ргс- давление, требуемое для

преодоления гидравлических сопротивлений при движении жидкости в интервале затрубного пространства выше зоны проницаемого пласта.


Поглощение жидкости наблюдается:

Если гидродинамическое давление превысит давление жидкости во вскрытом проницаемом пласте

Рг > Рп (при воздействии различных

технологических факторов); В противном случае

Рг < Рп возникает водопроявление.


Влияние технологических факторов на поглощение промывочной жидкости.


Увеличение плотности промывочной жидкости ведет к возрастанию гидростатического давления Рст.

При повышении вязкости и статического напряжения сдвига возрастает давление Ргс (гидравлических сопротивлений ).

Давление Ргс растет также при повышении расхода жидкости, уменьшении кольцевого зазора между стенками скважины и буровым снарядом.


Давление в скважине может резко повышаться:

в результате чрезмерно быстрого спуска бурового снаряда,

мгновенного пуска промывочного насоса на полную мощность.


Возможны 2 вида поглощений в зависимости от проницаемости пласта


Поглощения, возникающие в условиях высокой естественной проницаемости

характеризуются соотношением между давлением пластовой жидкости и гидростатическим давлением промывочной жидкости в скважине.


Пласты с высокой проницаемостью

Рг

Время, t

Рк

Рп

Гид

роди

нам

ичес

кое

давл

ение

Рг


Пласты с низкой проницаемостью

Рг

Время,t

Рк

Рп

Гид

роди

нам

ичес

кое

давл

ение

Рг

Ргр


Эффективные меры борьбы с поглощением жидкости

могут быть выбраны при использовании следующих методов:

I) геолого-технологические исследования зон поглощения, проводимые в процессе бурения скважины;

2) методы исследования глубины залегания и мощности зон поглощения;

3) методы исследования интенсивности поглощения и проницаемости пластов.


1.3.2.Геолого-технологические исследования зон

поглощения в скважине(Самостоятельно, с.30–

34)


наблюдения за механической скоростью бурения;

исследование шлама и керна; выявление зон и опенка

интенсивности поглощения по изменению уровня промывочной жидкости в приемных емкостях;

наблюдения за изменением уровня жидкости в скважине.


Наблюдения за изменением механической

скорости бурения (механический каротаж)

с одновременным анализом керна и шлама

График зависимости изменения приращения механической скорости ΔVм от величины раскрытия каналов поглощения



Повышение механической скорости бурения при бурении одних и тех же пород характеризует вскрытие зоны трещиноватых интервалов.

По приращению механической скорости бурения можно оценить изменение свойств породы, в частности ,величину раскрытия поглощающих каналов (трещин).


По сопоставлению механической скорости бурения до вскрытия поглощающего пласта и в процессе его разбуривания проводилась оценка максимальной величины раскрытия поглощающих каналов по анализу кернового (шламового) материала.

По анализу диаграмм механической скорости бурения и времени возникновения поглощения определяли ориентировочно границы и мощность поглощающей зоны.


Исследованияшлама и керна

позволяют

Уточнить свойства горных пород, слагающих поглощающий пласт.

Оценить характер трещиноватоети и величину раскрытия каналов поглощения.


Гистограмма распределения фракций шлама по массе пробы:

I-пробы, отобранные до поглощения; 2-пробы, отобранные при поглощении


Методика оценки размера этих каналов основана на способности проникновения частиц выбуренной породы в каналы поглощения (в том случае, когда размеры каналов превышают размеры частиц в 2,5-3 раза).

Из графика видно, что максимальный размер частиц, уносимых в пласт, равен 2-3 мм (их содержание уменьшилось с 39,6 до 10%), и величина максимального раскрытия трещин принята равной б-7мм.


Исследования керна после его извлечения из интервала

поглощения позволяют оценить:

характер проницаемости пласта (мелкопористые, пористые, либо трещиновато–кавернозные породы ),

величину раскрытия трещин Отбор ориентированного керна

позволяет определить пространственное направление залегания трещин


Наблюдения за циркуляцией промывочной жидкости в процессе бурения

Выявление зон поглощения,

Ориентировочные оценки интенсивности поглощения и характеристик поглощающего пласта


Способ контроля за потерями жидкости – наблюдения за уровнем жидкости в приемной емкости, оборудованной мерной линейкой.

Прослеживание уровня жидкости поплавковым датчиком с передачей сигнала для записи на регистрирующее устройство.


Контролировать и регистрировать как расход нагнетаемой в скважину жидкости, так и количество жидкости выходящей из скважины.

Измерение количества выходящей жидкости осуществляется в желобе при выходе из скважины.

Проведением наблюдений за циркулирующей жидкостью может быть обнаружено вскрытие поглощающего пласта с более или менее точной оценкой его верхней границы и проведена предварительная оценка интенсивности поглощения.


Наблюдения за уровнем жидкости в

скважине

Замер статического уровня жидкости в скважине производиться перед каждым спуском снаряда в скважину.

Наличие поглощающего пласта

определяется снижением статического уровня жидкости.


1.3.3.Методы исследования глубины и мощности зон

поглощения Геофизические методы

исследований Гидравлические методы

исследования и оценки проницаемой зоны


Основные геофизические методы исследований

расходометрия, термометрия, резистивиметрия, индикация радиоактивными

изотопами


Дополнительные геофизические методы исследований

Методы: потенциалов собственной

поляризации, кажущегося сопротивления, микрозондирования, оптические методы исследования

скважин, кавернометрия


Скважинная расходометрия


Типы тахометрических преобразователей

Оптический Омический Магнитный Индуктивные Радиоактивный


Оптический

1-Крыльчатка 2-Ось вращения 3-Подпятники 4-Осветитель 5-Фотоэлемент


Омический

6-Прерыватель фигурный

7-Контакты неподвижные


Магнитный

8-Магнит 9-

Герметизированный контакт (геркон)


Индуктивные

10-Индуктивная катушка 11-Ферромагнитная пластина,12-

Диск


Радиоактивный

1-Крыльчатка с радиоактивным изотопом

2-Экран с прорезью 3-Радиометр каротажный


I - гайка; 2 - направляющие; 3 - кабель; 4 - центрирующие кольца; 5 - агатовые опоры; 6 - катушка индуктивности; 7 - пластинка пермал-лоя; 8 - корпус воздушного колпака; 9 - крыльчатка; 10 - регулировочный винт; 11 - корпус

Расходомер ДАУ-ЗМ


а-расходомер выше зоны поглощения (крыльчатка вращается);

б-расходомер ниже зоны поглощения (крыльчатка не вращается)

Поэтапная схема исследований


Схемы исследований


Расходограмма с учетом изменения диаметра скважины

Расходограмма без учета диаметра скважины

Расходограммы


Схема измерения температуры в скважине (термометр . сопротивления)

Rи-сопротивления с большим температурным коэффициентом (медные проводники);

Rв - сопротивления с малым температурным коэффициентом (высокоомные проводники); П - регистрирующий прибор; КП - компенсатор поляризации; Б - источник питания; R- реостат


Термограмма-метод вызова притока

1 – Контрольный замер температуры,

2 – Замер температуры после снижения уровня жидкости в скважине


Термограмма-метод продавливания 1-Контрольный

замер, 2-Замер

температуры после продавливания жидкости в поглощающий пласт


Резистивиметрия Методы измерения различия

удельных электрических сопротивлений жидкости в скважине и пластовой жидкости методами продавливания (поглощающий пласт) и вызова притока (напорный пласт)


Резистивиметрические кривые

а-Метод продавливания б-Метод вызова притока


Гидравлические методы исследования и оценки проницаемой зоны


Оценка границ проницаемого пласта с высокой интенсивностью поглощения производится с помощью специальных устройств - индикаторов зоны поглощения жидкости пакерного типа


1. Корпус с отверстиями

2. Пакер резиновый

3. Верхний переходник

4. Нижний переходник

5. Боковое отверстие

6. Нижнее отверстие

7. Перепускной канал

8. Стакан сдвигаемый

9. Манжеты



Исследования интенсивности поглощения жидкости проницаемыми

пластами


Приборы для проведения гидродинамических исследований – уровнемеры.1. Механические –

барабанного типа.2. Электрические.3. Манометрические


Уровнемер барабанный

1. Счетчик.2. Ролик.3. Тросик.4. Поплавок.5. Шпуля–

противовес


Уровнемеры электрические


Уровнемер манометрический

. 1-Сильфон,2-Сердечник

3-Катушка индуктивности Р1-атмосфеное давление Р2-гидростатическое

давление на сильфон Н1- глубина погружения

датчика под уровень воды Н- глубина спуска датчика

от поверхности h- уровень жидкости в

скважине


Методика исследования поглощающих пластов

при неустановившемся режиме закачки

жидкости в пласт


Порядок исследования 1. Определяют статический уровень жидкости с

помощью электроуровнемера. 2. Производят долив жидкости в скважину. 3. Замеряют динамический уровень. 4. Электроуровнемер опускают на 5 –10 м ниже

динамического уровня. 5.Прекращают подачу жидкости в скважину и

включают секундомер. 6. Когда снижающийся уровень доходит до

датчика электроуровнемера, по сигналу регистрирующего устройства (индикатора уровня) отмечают время.


Методика определения интенсивности поглощения

Q=0,785 Dc2 Н / t;

Q-расход жидкости для участка Н изменения перепада давления;

t – время снижения уровня на участке Н;

Dc-диаметр скважины

Ндин

Нст

Н


Коэффициент поглощающей способности

к = Q / Н 0,5


Классификация зон поглощения

(по Ясову В.Г. и Волокитенкову А.А.)

Категория зон поглощения

1 2 3 4 5 6

Вид поглощения

Частичное или

слабое

Полное Интен-сивное

Катостро-фическое

Коэффициент поглощающей способности

< 0,6 0.6-2 2-4 4-10

10-15 >15

Documents

Исследования и специальные работы в скважинах