Меню

Отбивка цементного кольца это



Применение термометрии скважин для решения геологических и технических задач

Измерение естественных тепловых полей даже в неглубоких скважинах позволяет сделать определенные выводы о глубинном геологическом строении.

Так, например, в силу того, что тепловое сопротивление у каменной соли меньше, чем у терригенных осадочных пород, плотность теплового потока над соляными куполами выше, чем за их пределами, поэтому и температура в скважинах над центром купола увеличивается с глубиной более резко, чем на его периферии (см. рис. 15.10, а).

Аналогичная картина наблюдается над сводовыми частями антиклинальных складок (рис. 15.10, б).

Рис. 15.10. Плотность теплового потока над соляным куполом (а) и над антиклинальной складкой (б)

Отсюда следует, что структуры, залегающие на большой глубине, могут быть обнаружены по температурным измерениям в неглубоких скважинах.

Однако широкого применения для поисков геологических структур терометрия не нашла из-за очень сильного влияния на тепловое поле подземного водообмена. Так, например, из-за этой причины геотермический градиент на северном крыле Новогрозненской антиклинали составляет 0,133° с/м, а на южном — только 0,097° с/м.

Исследование локальных тепловых полей на нефтегазовых месторождениях позволяет обнаружить места выделения газа из пластов в скважину. Вследствие расширения газа при его выделении из пласта происходит поглощение тепла и понижение температуры бурового раствора. Это так называемый «дроссельный эффект» (рис. 15.11). При этом понижение температуры может достигать 10 °С.

Величина температурной аномалии зависит от перепада давления Δр между скважиной и пластом

, (15.11)

где — коэффициент Джоуля-Томпсона. Для расширяющегося газа этот коэффициент положителен, для жидкости — отрицателен.

Благодаря этому места нарушения целостности обсадных колонн выделяются положительными температурными аномалиями при компрессировании (откачке с помощью эрлифта, приводимого в действие компрессором) скважин (рис. 15.12). По мере увеличения времени между откачкой и замером температуры аномалия уменьшается за счет охлаждения жидкости в скважине, и температурная кривая приближается к геотермограмме.

Рис. 15.11. Определение места притока газа в скважину

Рис. 15.12. Выявление нарушения целостности обсадной колонны по данным термометрии при компрессировании скважины. 0 — «фоновая» кривая; 1 — через 5 мин. после начала откачки; 2 — через 30 мин. после прекращения откачки

Термометрия скважин позволяет выявить наличие затрубных перетоков пластовых вод и определить их направление, а в необсаженных скважинах — определить местоположение притоков подземных вод.

При установившемся режиме движущиеся в затрубном пространстве снизу вверх более высокотемпературные воды нагревают участок обсадной колонны вдоль своего движения, и на термограмме этот участок выделяется ступенькой, резким уменьшением температуры напротив кровли поглощающего горизонта (рис. 15.13, а); при затрубной циркуляции сверху вниз, наоборот, происходит охлаждение соответствующего участка обсадной колонны и отмечается резкое увеличение температуры на подошве поглощающего горизонта, как показано на рис. 15.13, б.

Рис. 15.13. Выявление затрубных флюидов в скважине по данным термометрии в установившемся режиме: а — переток снизу вверх; б — переток сверху вниз

При определении мест притока подземных вод в скважину сначала жидкость в скважине перемешивают до усреднения ее температуры от устья до забоя и снимают контрольную термограмму 0. Затем часть жидкости из скважины откачивают (или оттартывают), понижая в ней давление и возбуждая приток подземных вод. Поскольку температура притекающей воды заведомо отличается от температуры перемешанного бурового раствора, то место притока отчетливо фиксируется на термограмме 1, снятой после откачки. Откачки повторяют, каждый раз сопровождая их температурными измерениями (кривые 2, 3, 4), пока пластовые воды не дойдут до устья скважины (рис. 15.14, а).

Читайте также:  Как развести цемент 500 для раствора

Вместо откачки можно использовать многократные доливы в скважину воды, отличающейся по температуре от бурового раствора, например, подогретой. После каждого долива снимают термограммы скважины, на которых прослеживается опускание контакта долитой теплой воды и холодного бурового раствора. В силу несжимаемости жидкости этот контакт перестает опускаться ниже подошвы водоносного горизонта -вся доливаемая вода уходит в водоносный пласт (рис. 15.14, а).

Рис. 15.14. Определение места притока подземных вод в скважину методом «оттартывания» (а) и методом «продавливания» (б)

Искусственные тепловые поля, возникающие при схватывании цементного камня, позволяют определить высоту подъема цемента в затрубном пространстве при цементировании обсадных колонн в скважинах. Эта операция условно называется «отбивкой цементного кольца» (ОЦК). Измерения проводят в первые сутки после заливки цемента. На термограмме та часть скважины, где за стенкой обсадной колонны залит цемент, выделяется положительной температурной аномалией от одного до нескольких градусов (рис. 15.5). Изрезанность кривой связана с изменениями диаметра скважины.

Искусственные тепловые поля, связанные с действием бурового раствора, открывают возможность для решения задачи дифференциации разреза скважины по тепловым свойствам. Для решения этой задачи раствор в скважине перемешивают и снимают контрольную термограмму 0. Затем выдерживают скважину несколько суток и повторяют температурные измерения.

Поскольку после перемешивания раствора его температура в верхней части скважины становится выше, чем температура окружающих горных пород, он начинает остывать, отдавая свое тепло горным породам. В нижней части скважины процесс идет в обратном направлении — раствор нагревается за счет теплообмена с горными породами. Теплообмен происходит интенсивнее на тех участках скважины, где тепловое сопротивление пород меньше. По этой причине на повторных термограммах 1, 2 все пласты с пониженным тепловым сопротивлением будут выделяться как участки более быстрого приближения кривой к уровню геотермограммы (пунктирная кривая на рис. 15.16). Все термограммы, снятые с разными экспозициями, пересекаются в одной точке, называемой точкой равновесия. Здесь температура перемешанного раствора равна температуре стенок скважины, и теплообмен между ними отсутствует.

Рис. 15.15. «Отбивка» цементного кольца по данным термометрии (по Э.Т. Конноли)

Рис. 15.16. Применение термометрии для скважинной выделения в разрезе скважины пластов, отличающихся по тепловому сопротивлению: 0 — геотермограмма; 1 -термограмма после перемешивания; 2, 3 -термограммы, зарегистрированные через 2 и 5 суток после перемешивания раствора.

Источник

Применение термометрии скважин для решения геологических и технических задач

Измерение естественных тепловых полей даже в неглубоких скважинах позволяет сделать определенные выводы о глубинном геологическом строении.

Так, например, в силу того, что тепловое сопротивление у каменной соли меньше, чем у терригенных осадочных пород, плотность теплового потока над соляными куполами выше, чем за их пределами, поэтому и температура в скважинах над центром купола увеличивается с глубиной более резко, чем на его периферии (см. рис. 15.10, а).

Аналогичная картина наблюдается над сводовыми частями антиклинальных складок (рис. 15.10, б).

Рис. 15.10. Плотность теплового потока над соляным куполом (а) и над антиклинальной складкой (б)

Отсюда следует, что структуры, залегающие на большой глубине, могут быть обнаружены по температурным измерениям в неглубоких скважинах.

Читайте также:  Ширина цементного шва между кирпичами

Однако широкого применения для поисков геологических структур терометрия не нашла из-за очень сильного влияния на тепловое поле подземного водообмена. Так, например, из-за этой причины геотермический градиент на северном крыле Новогрозненской антиклинали составляет 0,133° с/м, а на южном — только 0,097° с/м.

Исследование локальных тепловых полей на нефтегазовых месторождениях позволяет обнаружить места выделения газа из пластов в скважину. Вследствие расширения газа при его выделении из пласта происходит поглощение тепла и понижение температуры бурового раствора. Это так называемый «дроссельный эффект» (рис. 15.11). При этом понижение температуры может достигать 10 °С.

Величина температурной аномалии зависит от перепада давления Δр между скважиной и пластом

, (15.11)

где — коэффициент Джоуля-Томпсона. Для расширяющегося газа этот коэффициент положителен, для жидкости — отрицателен.

Благодаря этому места нарушения целостности обсадных колонн выделяются положительными температурными аномалиями при компрессировании (откачке с помощью эрлифта, приводимого в действие компрессором) скважин (рис. 15.12). По мере увеличения времени между откачкой и замером температуры аномалия уменьшается за счет охлаждения жидкости в скважине, и температурная кривая приближается к геотермограмме.

Рис. 15.11. Определение места притока газа в скважину

Рис. 15.12. Выявление нарушения целостности обсадной колонны по данным термометрии при компрессировании скважины. 0 — «фоновая» кривая; 1 — через 5 мин. после начала откачки; 2 — через 30 мин. после прекращения откачки

Термометрия скважин позволяет выявить наличие затрубных перетоков пластовых вод и определить их направление, а в необсаженных скважинах — определить местоположение притоков подземных вод.

При установившемся режиме движущиеся в затрубном пространстве снизу вверх более высокотемпературные воды нагревают участок обсадной колонны вдоль своего движения, и на термограмме этот участок выделяется ступенькой, резким уменьшением температуры напротив кровли поглощающего горизонта (рис. 15.13, а); при затрубной циркуляции сверху вниз, наоборот, происходит охлаждение соответствующего участка обсадной колонны и отмечается резкое увеличение температуры на подошве поглощающего горизонта, как показано на рис. 15.13, б.

Рис. 15.13. Выявление затрубных флюидов в скважине по данным термометрии в установившемся режиме: а — переток снизу вверх; б — переток сверху вниз

При определении мест притока подземных вод в скважину сначала жидкость в скважине перемешивают до усреднения ее температуры от устья до забоя и снимают контрольную термограмму 0. Затем часть жидкости из скважины откачивают (или оттартывают), понижая в ней давление и возбуждая приток подземных вод. Поскольку температура притекающей воды заведомо отличается от температуры перемешанного бурового раствора, то место притока отчетливо фиксируется на термограмме 1, снятой после откачки. Откачки повторяют, каждый раз сопровождая их температурными измерениями (кривые 2, 3, 4), пока пластовые воды не дойдут до устья скважины (рис. 15.14, а).

Вместо откачки можно использовать многократные доливы в скважину воды, отличающейся по температуре от бурового раствора, например, подогретой. После каждого долива снимают термограммы скважины, на которых прослеживается опускание контакта долитой теплой воды и холодного бурового раствора. В силу несжимаемости жидкости этот контакт перестает опускаться ниже подошвы водоносного горизонта -вся доливаемая вода уходит в водоносный пласт (рис. 15.14, а).

Рис. 15.14. Определение места притока подземных вод в скважину методом «оттартывания» (а) и методом «продавливания» (б)

Искусственные тепловые поля, возникающие при схватывании цементного камня, позволяют определить высоту подъема цемента в затрубном пространстве при цементировании обсадных колонн в скважинах. Эта операция условно называется «отбивкой цементного кольца» (ОЦК). Измерения проводят в первые сутки после заливки цемента. На термограмме та часть скважины, где за стенкой обсадной колонны залит цемент, выделяется положительной температурной аномалией от одного до нескольких градусов (рис. 15.5). Изрезанность кривой связана с изменениями диаметра скважины.

Читайте также:  Чем очистить старую плитку от цемента

Искусственные тепловые поля, связанные с действием бурового раствора, открывают возможность для решения задачи дифференциации разреза скважины по тепловым свойствам. Для решения этой задачи раствор в скважине перемешивают и снимают контрольную термограмму 0. Затем выдерживают скважину несколько суток и повторяют температурные измерения.

Поскольку после перемешивания раствора его температура в верхней части скважины становится выше, чем температура окружающих горных пород, он начинает остывать, отдавая свое тепло горным породам. В нижней части скважины процесс идет в обратном направлении — раствор нагревается за счет теплообмена с горными породами. Теплообмен происходит интенсивнее на тех участках скважины, где тепловое сопротивление пород меньше. По этой причине на повторных термограммах 1, 2 все пласты с пониженным тепловым сопротивлением будут выделяться как участки более быстрого приближения кривой к уровню геотермограммы (пунктирная кривая на рис. 15.16). Все термограммы, снятые с разными экспозициями, пересекаются в одной точке, называемой точкой равновесия. Здесь температура перемешанного раствора равна температуре стенок скважины, и теплообмен между ними отсутствует.

Рис. 15.15. «Отбивка» цементного кольца по данным термометрии (по Э.Т. Конноли)

Рис. 15.16. Применение термометрии для скважинной выделения в разрезе скважины пластов, отличающихся по тепловому сопротивлению: 0 — геотермограмма; 1 -термограмма после перемешивания; 2, 3 -термограммы, зарегистрированные через 2 и 5 суток после перемешивания раствора.

Контрольные вопросы

1. Перечислите причины, вызывающие аномалии тепловых полей в
скважинах.

2. Напишите дифференциальное уравнение теплопроводности.

3. Что такое коэффициент температуропроводности?

4. От чего зависит удельное тепловое сопротивление горных пород?

5. Чему равна температура «нейтрального» слоя?

6. От каких факторов зависит глубина до «нейтрального» слоя?

7. Можно ли определить положение контактов различных пород по
геотермограмме?

8. Чем занимается геотермия?

9. Напишите формулу закона Ома в дифференциальной форме для
теплового поля.

10. Чем отличается скважинный электротермометр от электронного?

11. Как проводятся измерения температуры в скважинах: при подъеме
или при спуске скважинного прибора? Почему?

12. Перечислите, какие технические и геологические задачи могут
быть решены с помощью скважинной термометрии.

Магнитный каротаж

Магнитный каротаж или, точнее, каротаж магнитной восприимчивости (КМВ) заключается в измерении магнитной восприимчивости (к) горных пород и руд, слагающих стенки скважины. КМВ — это основной метод исследования скважин на месторождениях магнитных железных руд, он применяется также на месторождениях бокситов, полиметаллов и марганцевых руд.

Физические основы метода

Датчиком магнитной восприимчивости в скважинной аппаратуре служит катушка индуктивности, намотанная на ферритовом стержне длиной 10-12 см (рис. 16.1). Индуктивное сопротивление катушки зависит от электромагнитных свойств среды, в которой она находится. Для измерения изменений индуктивного сопротивления катушки ее включают в мост переменного тока (мост Максвелла), как это сделано в аппаратуре КМВ-1 и КМВ-2, или в схему LC-генератора, выходная частота которого зависит от индуктивности датчика, т.е. от к окружающей среды (аппаратура ТСМК-40, ТСМК-30 и др.).

Рис. 16.1. Конструкция датчика аппаратуры КМВ

Источник