RU2710225C1 - Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин (варианты) - Google Patents
Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2710225C1 RU2710225C1 RU2019128368A RU2019128368A RU2710225C1 RU 2710225 C1 RU2710225 C1 RU 2710225C1 RU 2019128368 A RU2019128368 A RU 2019128368A RU 2019128368 A RU2019128368 A RU 2019128368A RU 2710225 C1 RU2710225 C1 RU 2710225C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- neutron
- cement
- intensity
- gas
- oil
- Prior art date
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 133
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 102
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims abstract description 88
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims abstract description 48
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims abstract description 32
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 30
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 6
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 7
- 238000012986 modification Methods 0.000 abstract description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 47
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 13
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 4
- 238000000342 Monte Carlo simulation Methods 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- TVFDJXOCXUVLDH-RNFDNDRNSA-N cesium-137 Chemical compound [137Cs] TVFDJXOCXUVLDH-RNFDNDRNSA-N 0.000 description 2
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- 229910052790 beryllium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 1
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000021615 conjugation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 description 1
- 239000010451 perlite Substances 0.000 description 1
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 238000011002 quantification Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/005—Monitoring or checking of cementation quality or level
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
- G01V5/10—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Quality & Reliability (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля состояния цементного камня за обсадной колонной нефтегазовых скважин и качества цементирования. Технический результат заключается в повышении достоверности результатов исследований скважин нейтронными методами путем раскрытия аналитических возможностей комплекса нейтронных зондов в модификациях 2ННКнт - двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам и 2ННКт - двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам. В исследуемых скважинах производят 2ННКт и 2ННКнт, в результате которых регистрируют интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом -и большом -зондах метода 2ННКнт и интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом -и большом -зондах метода 2ННКт, производят вычисление функционала цемента, затем по палеточной зависимостиот, полученной на моделях пластов, определяют количественное содержание цементав % в соответствии с коэффициентом пористости, определяемым по комплексу геофизических исследований скважин (ГИС) открытого ствола исследуемой скважины или в соответствии с коэффициентом пористостиполученным в результате измерения зондами метода 2ННКт:. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к средствам контроля нейтронными методами состояния цементного камня за обсадной колонной нефтегазовых скважин и качества цементирования с использованием легких и облегченных цементов.
Известно, что при цементировании обсадных колонн в интервалах разрезов нефтегазовых скважин, находящихся на поздней стадии разработки, в зонах аномально низких пластовых давлений (АНПД) и на месторождениях с низкими пластовыми давлениями в газонасыщенных пластах-коллекторах применяются облегченные тампонажные растворы (Вяхирев В.И., Овчиников В.П., Овчиников В.В. и др. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин. М., Недра, 2000).
Для снижения плотности тампонажного раствора в цементную смесь добавляют облегченные инертные добавки, например, на основе полых стеклянных микросфер, перлита, или производится его аэрация инертным газом или воздухом.
Закачка облегченного тампонажного раствора в заколонное пространство в скважинах позволяет уменьшить гидравлическое давление на зоны АНПД и газонасыщенные пласты-коллекторы с низким пластовым давлением, тем самым предотвращается возникновение аварийных ситуаций, связанных с уходом тампонажных растворов по ослабленным зонам в горных породах, и ликвидируется угроза несанкционированного гидроразрыва пород. При схватывании облегченного тампонажного раствора образуется облегченный цементный камень (Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1983).
Для диагностики заполнения заколонного пространства цементным камнем и оценки качества цементирования применяют методы ГИС, физическая основа которых позволяет решать эти задачи. Такими методами являются акустическая цементометрия (АКЦ) и гамма-гамма цементометрия (ГГК-Ц), реализованные в модификациях аппаратуры, сканирующей по периметру скважины.
Известен метод ГГК-Ц, позволяющий определять заполнение заколонного пространства цементным камнем (Алексеев Ф.А., Головацкая И.В., Гулин Ю.А. и др. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. М., Недра. 1978).
В известной методике качество цементирования скважин оценивают по зависимости интенсивного рассеянного гамма-излучения, испускаемого источником (цезий-137), от плотности облучаемой среды.
Поскольку интенсивность рассеянного гамма излучения находится в обратной зависимости от плотности цементного камня, то на регистрируемой кривой рассеянного гамма-гамма излучения выделяются участки с различной плотностью цементного камня. Чем меньше плотность цементного камня, тем больше показания метода ГГК-Ц, чем больше плотность, тем меньше показания прибора.
Сканирующая модификация аппаратуры метода ГГК-Ц позволяет определять распределение плотности цементного камня по периметру скважины, что значительно повышает качество диагностики заполнения заколонного пространства. Метод эффективен в применении, когда разница плотностей промывочной жидкости и цементного камня составляет более 0,3-0,4 г/см3 (плотность нормального цементного камня составляет 1,75-1,95 г/см3, а промывочной жидкости - 1,0-1,2 г/см3).
Следует заметить, что разница между плотностью легкого цементного камня и плотностью облегченного цементного камня находится ниже значений 0,3-0,4 г/см3, из чего следует, что при заполнении заколонного пространства легким или облегченным цементом применение метода ГГК-Ц становится неэффективным. Плотность легкого цементного камня составляет 0,9-1,3 г/см3, облегченного 1,3-1,75 г/см3, нормального 1,75-1,95 г/см3.
Известен способ контроля качества цементирования в затрубном кольцевом пространстве скважин с применением аэрированных цементных растворов методами ГГК-Ц и нейтрон нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам-ННКнт (пат. SU №1008430, Способ контроля качества цементирования скважин. Бернштейн Д.А., Абдуллин А.Б., Лаптев В.В., и др., заяв. 17.11.1981, опуб. 30.03.1983, Бюл. №12).
Известный способ предусматривает определение водосодержания - wоб вещества в затрубном кольцевом пространстве путем измерения интенсивности надтепловых нейтронов метода ННКнт, при этом определяют скелетную плотность - δск аэрированного цементного раствора по формуле: 
,
где:
δц - плотность сухого цементного материала,
δв - плотность воды,
δоб - объемная плотность цементного раствора,
затем проводят сопоставление найденного значения скелетной плотности - δск со значением объемной плотности - δоб, и судят о качестве цементирования.
Известный способ осуществляется следующим образом.
Регистрируют диаграмму показаний метода рассеянного гамма-излучения по стволу и периметру скважины и определяют по показаниям объемную плотность цементного раствора - δоб в пространстве между обсадной колонной и стенками скважины.
По показаниям ННКнт, зарегистрированным до цементирования и спуска обсадной колонны и после цементирования колонны, определяют водосодержание - wоб, затем по прилагаемой формуле определяется скелетная плотность и степень аэрации - δск.
Способ реализуется с помощью двух отдельных приборов - прибора СГДТ-3, позволяющего регистрировать по стволу и периметру цементограммы ГГК-Ц, и аппаратуры нейтронного каротажа, выполненной на основе прибора СГДТ-3 с измененной конструкцией, с уменьшенной длиной зонда до 30 см, содержащего источник быстрых нейтронов Pu+Ве, экран из полиэтилена, детектор медленных нейтронов - ДНМ с фильтром из кадмия и замедлитель нейтронов.
Недостатками известного способа являются:
- использование двух модификаций приборов для проведения исследований в скважине исключает сопряженность во времени и пространстве (единство) выполняемых измерений, что снижает достоверность интерпретации, так как состояние заполнения заколонного пространства эволюционирует в пространстве и во времени,
- сложность практической реализации способа, связанная с проведением замеров методом ГГК-Ц в обсаженной и зацементированной скважине, и трех замеров с измененным прибором СГДТ-3 в варианте метода ННКнт для проведения исследований на разных стадиях процесса цементирования скважины - до цементирования в открытом стволе, после спуска обсадной колонны и после цементирования колонны,
- высокие трудозатраты на проведение исследований,
- применение при исследованиях двух типов радиоактивных источников гамма-излучения: цезий - 137 и нейтронного плутоний-бериллиевого (Pu+Ве), что существенно повышает радиационную опасность при проведении исследований скважин,
- прибор СГДТ-3 метода ГГК-Ц, имеет диаметр 110 мм и используется для исследований в колонне диаметром 5-6 дюймов.
Известна комплексная спектрометрическая аппаратура нейтронного каротажа, содержащая два зонда нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт и два зонда по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, размещенные в одном корпусе диаметром не более 50 мм с общим источник нейтронов - Pu+Ве (Патент RU №2672783, авторы: Егурцов С.А., Зинченко И.А., Иванов Ю.В., Кирсанов С.А., Лысенков А.И., заяв. 28.12.2017, опуб. 19.11.2018, Бюл. №32).
Известная аппаратура обладает техническими возможностями для диагностики заполнения заколонного пространства легкими и облегченными цементами благодаря высокой чувствительности показаний методов 2ННКнт и 2ННКт к дефициту плотности и водородосодержанию легких и облегченных цементов, заполняющих заколонное кольцевое пространство скважины, при условии создания методики, раскрывающей аналитическую информативность результатов исследований с указанными зондами.
Техническим результатом, достигаемым применением заявленного метода нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин, является повышение достоверности результатов исследований скважин нейтронными методами путем раскрытия аналитических возможностей комплекса нейтронных зондов в модификациях 2ННКнт и 2ННКт.
Указанный технический результат, по первому варианту, достигается тем, что метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин предусматривает комплексное использование двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт и двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, при осуществлении которых регистрируют интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом - 
и большом - 
зондах метода 2ННКнт и интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом - 
и большом зонде - 
метода 2ННКт, и производят вычисление функционала цемента 
как отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде - 
к значению интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде - 
метода 2ННКнт, умноженное на отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде - 
к значению интенсивности потока тепловых нейтронов на малом зонде - 
:
затем по предварительно построенной по результатам математического и натурного моделирования на моделях пластов нефтегазовой скважины исследований комплексом нейтронных методов 2ННКнт + 2ННКт палеточной зависимости 
от 
, отображающей изменение вычисленного функционала в зависимости от количественного содержания цемента в заколонном камне моделей пластов, при заранее установленном соотношении содержания легкого и облегченного цемента и добавок к нему в виде жидкости или газа - замещение цемента жидкостью или газом, находят количественное содержание цемента 
в зависимости от полученных значений 
в исследуемой нефтегазовой скважине и в соответствии с коэффициентом пористости - 
, определяемым по комплексу геофизических исследований скважин - ГИС открытого ствола исследуемой скважины, при этом результаты 
и 
, совмещают по глубине в этой скважине, а указанные палеточные зависимости 
от 
, строят отдельно для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве жидкостью, и для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве газом, и используют соответствующую палетку при исследованиях нефтяных скважин, где коллектора заполнены жидкостью или при исследованиях газовых скважин, где коллектора заполнены газом,
где:
Указанный технический результат, по второму варианту, достигается тем, что метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин предусматривает комплексное использование двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт и двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, при осуществлении которых регистрируют интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом - 
и большом - 
зондах метода 2ННКнт и интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом - 
и большом зонде - 
метода 2ННКт, и производят вычисление функционала цемента 
как отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде - 
к значению интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде - 
метода 2ННКнт, умноженное на отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде - 
к значению интенсивности потока тепловых нейтронов на малом зонде - 
:
и вычисление функции пористости 
как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах метода 2ННКт:
при этом вычисление 
и 
производят по результатам одновременных показаний зондов комплекса 2ННКнт + 2ННКт в исследуемой скважине, затем определяют коэффициент пористости 
по зависимости:
и по предварительно построенной по результатам математического и натурного моделирования на моделях пластов нефтегазовой скважины исследований комплексом нейтронных методов 2ННКнт+2ННКт палеточной зависимости 
от 
, отображающей изменение показаний зондов указанного комплекса в зависимости от количественного содержания цемента в заколонном камне моделей пластов, при заранее установленном соотношении содержания легкого и облегченного цемента и добавок к нему в виде жидкости или газа - замещение цемента жидкостью или газом, находят количественное содержание цемента 
в зависимости от полученных значений 
в исследуемой нефтегазовой скважине и в соответствии с коэффициентом пористости 
в этой скважине, а указанные палеточные зависимости 
от 
, строят отдельно для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве жидкостью, и для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве газом, и используют соответствующую палетку при исследованиях нефтяных скважин, где коллектора заполнены жидкостью или при исследованиях газовых скважин, где коллектора заполнены газом, где:
А и В - коэффициенты, определяемые по результатам математического и натурного моделирования,
При этом исследования осуществляют центрированным в НКТ - насосно-компрессорной трубе, размещенной в эксплуатационной колонне - ЭК, скважинным прибором с диаметром корпуса не более 50 мм.
Кроме того, исследования производят в скважинах, заглушенных жидкостью глушения.
На фиг 1 представлены палетки Fcem от Cem для оценки Cem - доли цемента в % в заколонном пространстве модели пластов, при замещении цемента жидкостью.
На фиг. 2 представлены палетки Fcem от Cem для оценки Cem-доли цемента в % в заколонном пространстве модели пластов, при замещении цемента газом.
На фиг. 3 представлены диаграммы записи показаний зондов комплекса 2ННКт+2ННКнт: Fcem и Кп(2ННКт), в исследуемой скважине, при замещении цемента в заколонном пространстве газом.
На фиг. 4 представлены диаграммы записи показаний зондов комплекса 2ННКт+2ННКнт: Fcem и Кп(2ННКт), в исследуемой скважине, при замещении цемента в заколонном пространстве жидкостью.
Физической основой применения комплекса нейтронных методов 2ННКнт+2ННКт на базе нейтронного источника Pu+Ве для диагностики заполнения заколонного пространства легкими и облегченными цементами является высокая чувствительность показаний нейтронных зондов к дефициту плотности и водородосодержанию легких и облегченных цементов, заполняющих заколонное кольцевое пространство.
Обоснование возможности количественной оценки заполнения заколонного пространства нефтегазовых скважин с использованием легких и облегченных цементов производилось на основе математического моделирования методом Монте-Карло.
Исследования проводились в модельной скважине наиболее распространенной конструкции с типовым диаметром скважины Dскв, обсаженной эксплуатационной колонной диаметром Dэк и оборудованной НКТ диаметром Dнкт, с соотношением диаметров этих элементов: Dскв:Dэк:Dнкт ≈ 216:168:73 мм.
Заколонный цементный камень (в дальнейшем цемент) имел плотность PLcem в диапазоне 0,9-1,9 г/см3. При этом легким и облегченным цементам соответствовал интервал плотности PLcem = 0,9-1,4 г/см3, а нормальным PLcem ~ 1,8-1,9 г/см3. Заполнение кольцевого заколонного пространства, не занятого цементным камнем, производилось промывочной жидкостью или газом.
Физической причиной существенного влияния доли цемента Сеm на показания зондов методов 2ННКнт+ННКт является изменение среднего водородосодержания заколонного пространства - Wзакол. Изменение средней плотности заколонного пространства - PLзакол, на котором основана цементометрия с методам ГГК-Ц/СГДТ-3, влияет настолько слабо, что им можно пренебречь.
При некачественном цементировании свободное заколонное пространство заполнено буровым раствором или жидким флюидом, водородосодержание (W) которых максимально и близко к воде: Wвод ~ 1, что выше водородосодержания цемента: Wcem ~ 0.4 примерно в 2,5 раза, поэтому с ростом доли цемента Сеm при замещении бурового раствора цементом среднее водородосодержание Wзакол постепенно падает от Wзакол = Wвод ~ 1 до Wзакол = Wcem ~ 0,4, что приводит к повышению показаний нейтронных зондов (фиг. 4).
В том, что с изменением доли цемента Сеm зонды 2ННКнт+ННКт реагируют именно на водородосодержание заколонного пространства Wзакол, а не на его плотность PLзакол, однозначно убеждает следующий факт. Если буровой раствор с плотностью 1 г/см3 замещается облегченным цементом, имеющим с ним одинаковую плотность 1 г/см3, т.е. когда средняя плотность заколонного пространства PLзакол(Cem) = 1 г/см3 и не меняется, то как свидетельствуют расчеты, показания зондов методов 2ННКнт+ННКт уменьшаются примерно в 2.5-3 раза при увеличении Cem с 0 до 100%. В данном случае это может происходить только из-за уменьшения среднего водородосодержания заколонного пространства Wзакол(Cem) с ростом доли цемента Cem в нем.
Колебания плотности легких и облегченных цементов PLcem в максимальном диапазоне от 0,9 до 1,4 г/см3 приводят к изменению измеряемого функционала Fcem не более чем на 15-20%, что на порядок меньше, чем из-за изменения доли цемента Cem.
Расчеты показывают, что уменьшение плотности исходного цементного камня PLcem в интервале от 1,9 г/см3 до 0,9 г/см3 приводит к некоторому росту чувствительности Fcem к показателю Cem. Это означает, что выделять и оценивать Cem в интервалах с облегченным цементом будет даже несколько легче, чем с нормальным цементом. Причина этого объясняется физическими основами способа, согласно которым при замещении бурового раствора цементом с ростом Cem скорость изменения среднего водородосодержания заколонного пространства Wзакол(Cem) пропорциональна разности водородосодержаний обеих сред, Wвод - Wcem, которая тем больше, чем легче цемент.
В случае, когда в кольцевом заколонном пространстве цемент замещает газ, то решающим фактором оказывается разность водородосодержаний обеих смешивающихся сред, Wcem и Wгаз. Так как Wcem ~ 0,4, a Wгаз ~ 0,02, то водорода в цементе примерно в 20 раз больше, чем в газе, особенно в тяжелом цементе. Контрастность по W здесь велика, но имеет другой знак, т.к. Wcem >> Wгаз (напомним, что в предыдущем случае было наоборот: Wcem < Wвод). Следовательно, среднее водородосодержание заколонного пространства Wзакол здесь будет увеличиваться с ростом доли цемента Сеm в нем, а показания зондов методов 2ННКнт+ННКт должны уменьшаться (фиг. 3). В предыдущем случае в паре «цемент-жидкость» все наоборот: с ростом доли цемента Wзакол падало, а показания росли.
Вычисленный на основе методов 2ННКнт+ННКт функционал Fcem имеет выше чувствительность к доли цемента в заколонном пространстве, чем отдельные зонды при любом (жидкий флюид или газ) замещении доли цемента в заколонном пространстве.
При реализации заявленного способа в исследуемой скважине проводят нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - 2ННКт и двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам-2ННКнт, зонды которых расположены в одном корпусе диаметром не более 50 мм, центрированным в НКТ, расположенной в ЭК, за которой выявляют состояние цементного камня. Реализацию способа на практике осуществляют прибором, конструкция которого представлена в пат. №2672783 (ООО «ИНГТ») или прибором КПНЗ (Комплексный прибор нейтронного зондирования, включающим комплекс нейтронных методов 3ННКнт, 2ННКт, СНГК, разработанный в ООО «ИНГТ»).
В процессе каротажа регистрируют интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом - 
и большом - 
зондах метода 2ННКнт и интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом - 
и большом зонде - 
метода 2ННКт и производят вычисление функционала цемента 
как отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде - 
к значению интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде - 
метода 2ННКнт, умноженное на отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде - 
к значению интенсивности потока тепловых нейтронов на малом зонде - 
:
и вычисление функции пористости 
как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах метода 2ННКт:
при этом вычисление 
и 
производят по результатам одновременных показаний зондов комплекса 2ННКнт+2ННКт в исследуемой скважине, затем определяют коэффициент пористости по зависимости:
Далее, используя предварительно построенные палеточные зависимости 
от 
, полученные по результатам математического и натурного моделирования методом Монте Карло на моделях пластов нефтегазовой скважины исследований комплексом нейтронных методов 2ННКнт+2ННКт, которые строят отдельно для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве жидкостью (фиг. 1), и для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве газом (фиг. 2), при этом при исследованиях нефтяных скважин, где коллектора заполнены жидкостью, используют палетку на фиг. 1, а при исследованиях газовых скважин, где коллектора заполнены газом, применяют палетку на фиг. 2, находят количественное содержание цемента 
в зависимости от полученных значений 
в исследуемой нефтегазовой скважине и в соответствии с коэффициентом пористости - 
, определяемым по комплексу геофизических исследований скважин - ГИС открытого ствола исследуемой скважины, (при этом результаты 
и 
совмещают по глубине в этой скважине).
Для этого полученные значения 
в результате измерений в исследуемой скважине совмещают с равными значениями палетки 
отображающей изменение показаний зондов указанного комплекса в зависимости от количественного содержания цемента в заколонном камне моделей пластов, при заранее установленном соотношении содержания легкого и облегченного цемента и добавок к нему в виде жидкости или газа с известными 
и при совпадении известного 
с 
, определяемым по комплексу геофизических исследований скважин - ГИС, и по значению 
находят соответствующее ему значение 
в % содержания.
При неустановленном 
, определяемом по комплексу геофизических исследований скважин - ГИС открытого ствола исследуемой скважины, используют 
. Количественное определение содержания цемента в зависимости от полученных значений 
(фиг. 3 и 4) в исследуемой нефтегазовой скважине производят в соответствии с коэффициентом пористости 
, определяемым по методу 2ННКт, для этого полученные значения 
в результате измерений в исследуемой скважине совмещают с равными значениями палетки 
, отображающей изменение показаний зондов указанного комплекса в зависимости от количественного содержания цемента в заколонном камне моделей пластов, при заранее установленном соотношении содержаний легкого и облегченного цемента и добавок к нему в виде жидкости или газа с известными 
, и при совпадении известного с 
, определяемым по методу 2ННКт, и по значению 
находят соответствующее ему значение 
в % содержании.
На фиг 1 представлены палетки Fcem от Cem для оценки Cem - доли цемента (%) в заколонном пространстве на моделях пластов нефтяной скважины (остальное пространство заполнено буровым раствором) с учетом влияния пористости 
. Обозначение кривых: 
, 
, 
, 
, PLcem = 1,4 г/см3. При этом выбрано общее обозначение Fcem, так как 
.
Исследования проводились прибором КПНЗ в скважине 216:168:73 мм, заполненной водой.
На фиг. 1 на палетке выделены зоны между кривыми 1 и 2, и между кривыми 4 и 5, которые характеризуют заполнение заколонного пространства цементом, при условии замещения остального пространства жидкостью.
На фиг. 2 представлены палетки Fcem от Cem для оценки Cem-доли цемента (%) в заколонном пространстве на моделях пластов газовой скважины (остальное пространство заполнено газом) с учетом влияния пористости . Обозначение кривых: , , , 
, PLcem = 1,4 г/см3. При этом выбрано общее обозначение Fcem, так как 
.
Исследования проводились прибором КПНЗ в газовой скважине 216:168:73 мм.
На фиг. 2 на палетке выделены зоны между кривыми 1 и 2, и между кривыми 4 и 5, которые характеризуют заполнение заколонного пространства цементом, при условии замещения остального пространства газом.
Зависимости Fcem от Cem получены по результатам математического и натурного моделирования методом Монте Карло на моделях пластов нефтегазовой скважины, исследованной комплексом нейтронных методов 2ННКнт+2ННКт, при заранее известных значениях 
и плотности цемента PLcem.
На палетках (фиг. 1 и фиг. 2) обозначены кривые 
, , 
, 
(при известной плотности цемента PLcem = 1,4 г/см3), значения которых совмещают со значениями 
или со значениями 
.
На фиг. 3 представлены результаты исследований скважин при условии замещения легкого и облегченного цемента на газ.
Значения Fcem и Кп(2ННКт) получены при исследовании газовой скважины методами 2ННКнт+2ННКт.
На фиг. 4 представлены результаты исследований скважин при замещении легкого и облегченного цемента на жидкость.
Значения Fcem и Кп(2ННКт) получены при исследовании скважины, заполненной жидкостью, методами 2ННКнт+2ННКт.
Серым цветом на фигурах выделено заполнение заколонного пространства цементом.
Все математические расчеты, необходимые для получения конечных результатов, заложены в алгоритмах программ, используемых в аппаратуре 2ННКнт+2ННКт или КПНЗ.
Применение заявленного способа обеспечивает повышение информативности комплекса нейтронных методов в модификациях 2ННКнт и 2ННКт по диагностике заполнения заколонного пространства легкими и облегченными цементами, на основе которой решаются задачи, связанные с повышением общей конструктивной прочности скважин, защитой металлической поверхности колонн от коррозии химически активными пластовыми и поверхностными водами, обеспечением надежной изоляции коллекторов, насыщенных различными флюидами (газ, нефть, вода), обеспечением промышленной и экологической безопасности в процессе строительства и длительной эксплуатации нефтегазовых скважин.
Claims (33)
1. Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин предусматривает комплексное использование двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт и двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, при осуществлении которых регистрируют интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом - 
и большом - 
зондах метода 2ННКнт и интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом - 
и большом - 
зондах метода 2ННКт, и производят вычисление функционала цемента 
как отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде - 
к значению интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде - 
метода 2ННКнт, умноженное на отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде - 
к значению интенсивности потока тепловых нейтронов на малом зонде - 
:
затем по предварительно построенной по результатам математического и натурного моделирования на моделях пластов нефтегазовой скважины исследований комплексом нейтронных методов 2ННКнт + 2ННКт палеточной зависимости 
от 
, отображающей изменение вычисленного функционала в зависимости от количественного содержания цемента в заколонном камне моделей пластов, при заранее установленном соотношении содержания легкого и облегченного цемента и добавок к нему в виде жидкости или газа - замещение цемента жидкостью или газом, находят количественное содержание цемента 
в зависимости от полученных значений 
в исследуемой нефтегазовой скважине и в соответствии с коэффициентом пористости - 
, определяемым по комплексу геофизических исследований скважин открытого ствола исследуемой скважины, при этом результаты 
и 
совмещают по глубине в этой скважине, а палеточные зависимости 
от 
, полученные по результатам математического и натурного моделирования на моделях пластов нефтегазовой скважины исследований комплексом нейтронных методов 2ННКнт + 2ННКт, строят отдельно для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве жидкостью, и для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве газом, и используют соответствующую палетку при исследованиях нефтяных скважин, где коллекторы заполнены жидкостью, или при исследованиях газовых скважин, где коллекторы заполнены газом, где:
2. Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что исследования производят в скважинах, заглушенных жидкостью глушения.
3. Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин по п. 1, отличающийся тем, что исследования осуществляют центрированным в НКТ - насосно-компрессорной трубе, размещенной в эксплуатационной колонне - ЭК, скважинным прибором с диаметром корпуса не более 50 мм.
4. Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин предусматривает комплексное использование двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт и двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, при осуществлении которых регистрируют интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом - 
и большом - 
зондах метода 2ННКнт и интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом - 
и большом - 
зондах метода 2ННКт, и производят вычисление функционала цемента 
как отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде - 
к значению интенсивности потока надтепловых нейтронов на большом зонде - 
метода 2ННКнт, умноженное на отношение значения интенсивности потока надтепловых нейтронов на малом зонде - 
к значению интенсивности потока тепловых нейтронов на малом зонде - 
:
и вычисление функции пористости 
как отношение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и большом зондах метода 2ННКт:
при этом вычисление 
и 
производят по результатам одновременных показаний зондов комплекса 2ННКнт + 2ННКт в исследуемой скважине, затем определяют коэффициент пористости 
по зависимости:
затем по предварительно построенной по результатам математического и натурного моделирования на моделях пластов нефтегазовой скважины исследований комплексом нейтронных методов 2ННКнт + 2ННКт палеточной зависимости 
от 
, отображающей изменение показаний зондов указанного комплекса в зависимости от количественного содержания цемента в заколонном камне моделей пластов, при заранее установленном соотношении содержания легкого и облегченного цемента и добавок к нему в виде жидкости или газа - замещение цемента жидкостью или газом, находят количественное содержание цемента 
в зависимости от полученных значений 
в исследуемой нефтегазовой скважине и в соответствии с коэффициентом пористости 
, а палеточные зависимости 
от 
, полученные по результатам математического и натурного моделирования на моделях пластов нефтегазовой скважины исследований комплексом нейтронных методов 2ННКнт + 2ННКт, строят отдельно для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве жидкостью, и для моделей пластов, где произведено замещение цемента в заколонном пространстве газом, и используют соответствующую палетку при исследованиях нефтяных скважин, где коллекторы заполнены жидкостью, или при исследованиях газовых скважин, где коллекторы заполнены газом,
где:
А и В - коэффициенты, определяемые по результатам математического и натурного моделирования,
5. Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин по п. 4, отличающийся тем, что исследования производят в скважинах, заглушенных жидкостью глушения.
6. Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин по п. 4, отличающийся тем, что исследования осуществляют центрированным в НКТ - насосно-компрессорной трубе, размещенной в эксплуатационной колонне - ЭК, скважинным прибором с диаметром корпуса не более 50 мм.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019128368A RU2710225C1 (ru) | 2019-09-10 | 2019-09-10 | Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019128368A RU2710225C1 (ru) | 2019-09-10 | 2019-09-10 | Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2710225C1 true RU2710225C1 (ru) | 2019-12-25 |
Family
ID=69022908
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019128368A RU2710225C1 (ru) | 2019-09-10 | 2019-09-10 | Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2710225C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778620C1 (ru) * | 2022-01-28 | 2022-08-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт нефтегазовых технологий "ГеоСпектр" (ООО "ИНТ "ГеоСпектр") | Метод нейтрон-нейтронной цементометрии - ннк-ц для контроля качества цементирования облегченными и обычными цементами строящихся скважин и состояния цементного камня эксплуатируемых нефтегазовых скважин, заполненных любыми типами флюидов |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1008430A1 (ru) * | 1981-11-17 | 1983-03-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Способ контрол качества цементировани скважин |
| WO2014070184A1 (en) * | 2012-11-01 | 2014-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for detecting epithermal and thermal neutrons |
| RU2547001C1 (ru) * | 2013-10-17 | 2015-04-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "ГИТАС" (ЗАО НПФ "ГИТАС") | Способ оценки плотности цементного камня в скважинах подземных хранилищ газа без подъема насосно-компрессорных труб |
| US9383473B2 (en) * | 2012-06-26 | 2016-07-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for cement evaluation with neutron logs |
| RU2672780C1 (ru) * | 2017-12-28 | 2018-11-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин |
| US20190187325A1 (en) * | 2018-02-14 | 2019-06-20 | Philip Teague | Methods and means for neutron imaging within a borehole |
-
2019
- 2019-09-10 RU RU2019128368A patent/RU2710225C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1008430A1 (ru) * | 1981-11-17 | 1983-03-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Способ контрол качества цементировани скважин |
| US9383473B2 (en) * | 2012-06-26 | 2016-07-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for cement evaluation with neutron logs |
| WO2014070184A1 (en) * | 2012-11-01 | 2014-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for detecting epithermal and thermal neutrons |
| RU2547001C1 (ru) * | 2013-10-17 | 2015-04-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "ГИТАС" (ЗАО НПФ "ГИТАС") | Способ оценки плотности цементного камня в скважинах подземных хранилищ газа без подъема насосно-компрессорных труб |
| RU2672780C1 (ru) * | 2017-12-28 | 2018-11-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин |
| US20190187325A1 (en) * | 2018-02-14 | 2019-06-20 | Philip Teague | Methods and means for neutron imaging within a borehole |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778620C1 (ru) * | 2022-01-28 | 2022-08-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт нефтегазовых технологий "ГеоСпектр" (ООО "ИНТ "ГеоСпектр") | Метод нейтрон-нейтронной цементометрии - ннк-ц для контроля качества цементирования облегченными и обычными цементами строящихся скважин и состояния цементного камня эксплуатируемых нефтегазовых скважин, заполненных любыми типами флюидов |
| RU2799223C1 (ru) * | 2022-12-13 | 2023-07-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт нефтегазовых технологий "ГеоСпектр" (ООО "ИНТ "ГеоСпектр") | Способ определения пустот цементного камня, заполненных минерализованным флюидом, в обсаженных скважинах нефтегазоконденсатных местрождений |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107532471B (zh) | 天然低水平放射性的原材料在评估井中的砾石充填和水泥放置的使用 | |
| RU2731842C1 (ru) | Способы и системы для определения объемной плотности, пористости и распределения размера пор подповерхностной формации | |
| US8129673B2 (en) | Methods for calibration of pulsed neutron logging | |
| EA012156B1 (ru) | Определение насыщенности углеводородами с использованием скоростей распространения акустических волн, измеряемых через обсадную колонну | |
| US2480674A (en) | Neutron method of porosity logging | |
| AU2016296855A1 (en) | Systems and methods for monitoring changes in a formation while dynamically flowing fluids | |
| US2443680A (en) | Method of determining the nature of substrata | |
| Ma et al. | Cased-Hole Reservoir Saturation Monitoring in Mixed-Salinity Environments–A New Integrated Approach | |
| RU2710225C1 (ru) | Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин (варианты) | |
| Busse et al. | Field performance of the heat pulse flow meter: Experiences and recommendations | |
| US20100187412A1 (en) | Sigma measurement downhole | |
| RU2769169C1 (ru) | Аппаратура мультиметодного многозондового нейтронного каротажа - ммнк для посекторного сканирования разрезов нефтегазовых скважин | |
| CA1049664A (en) | Low-cost but accurate radioactive logging for determining gas saturation in a reservoir | |
| US2446588A (en) | Method of determining the permeability of substrata | |
| RU2632800C2 (ru) | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине | |
| US11460602B2 (en) | Systems and methods for saturation logging of hydrocarbon wells | |
| RU2672780C1 (ru) | Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин | |
| Kempton et al. | Geological-geotechnical studies for siting the Superconducting Super Collider in Illinois: Results of the Fall 1984 test drilling program | |
| Cantini et al. | Integrated log interpretation approach for underground gas storage characterization | |
| US3993902A (en) | Radioactive logging for determining oil saturation in a reservoir | |
| Wang et al. | Integrating qualitative and quantitative drilling risk prediction methods for shale gas field in Sichuan basin | |
| CA1049663A (en) | Low-cost but accurate radioactive logging for determining water saturations in a reservoir | |
| RU2703051C1 (ru) | Способ контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационной колонны и выявления за ней интервалов скоплений газа в действующих газовых скважинах стационарными нейтронными методами | |
| RU2778620C1 (ru) | Метод нейтрон-нейтронной цементометрии - ннк-ц для контроля качества цементирования облегченными и обычными цементами строящихся скважин и состояния цементного камня эксплуатируемых нефтегазовых скважин, заполненных любыми типами флюидов | |
| Morin | Geophysical logging studies in the Snake River Plain aquifer at the Idaho National Engineering Laboratory-wells 44, 45, and 46 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20201120 |