Исследования скважин и пластов.Оценка качества цементирования

ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ ЛЕКЦИЯ 2 Оценка качества цементирования Цементометрия - это исследования, имеющие целью оценку качества цементирования обсадных колонн (ОК) в скважинах. Эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях по окончании бурения обсаживают стальными колоннами, пространство между колонной и стенкой скважины заполняют цементом высоких марок и только после этого вскрывают продуктивные пласты с помощью перфораторов, чтобы открыть доступ нефти (или газа) из пласта в скважину. Цементирование ОК необходимо для предотвращения затрубных перетоков подземных вод из ниже- и вышележащих пластов в продуктивные горизонты и для укрепления обсадных колонн. Качество цементирования характеризуется:  высотой подъема цемента в затрубном пространстве;  полнотой и равномерностью заполнения затрубного пространства цементом;  степенью сцепления цементного камня (ЦК) с колонной и с породой. Методы оценки качества цементирования:  Термометрия  Метод радиоактивных изотопов  Гамма-гамма цементометрия  Акустическая цементометрия Оценка качества цементирования Определение высоты подъема цемента Термометрия Определение высоты подъема цемента называется еще "отбивкой цементного кольца" (ОЦК) проще всего производится методом термометрии в течение 6-36 часов после заливки цемента. Для скважинных измерений используют электрические и электронные термометры. Датчиком температуры и в тех, и в других служит металлический терморезистор, выполненный в виде тонкой медной проволочки, сложенной в несколько раз и помещенной в тонкую медную трубочку, омываемую буровым раствором. Перед началом работы скважинный термометр градуируют, помещая его в ведро с водой, температуру которой постепенно повышают с помощью кипятильника или электроплитки. Температуру воды в ведре контролируют обычным ртутным термометром и через каждые 5° берут отсчет ∆U по измерительному прибору. По построенному графику ∆U=f(t) определяют постоянную термометра С и температуру Т0, при которой выходной сигнал равен 0. Оценка качества цементирования Определение высоты подъема цемента Термометрия Увеличение температуры на единицу глубины называется геотермическим градиентом. Нейтральным слоем называют слой земли, ниже которого сезонные колебания температуры не имеют влияния. В среднем величина геотермического градиента приблизительно равна 3 °С на 100 м, однако может варироваться между районами ввиду различной теплопроводности пород и их насыщающих флюидов. Оценка качества цементирования Определение высоты подъема цемента Термометрия Искусственные тепловые поля, возникающие при схватывании цементного камня, позволяют определить высоту подъема цемента в затрубном пространстве при цементировании обсадных колонн в скважинах. 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. Метод радиоактивных изотопов Определить высоту подъема цемента можно также с помощью метода радиоактивных изотопов. Для этого в цемент добавляют какой-либо искусственный радионуклид с небольшим периодом полураспада (например, I131, Т1/2 = 8 дней). Недостаток этого метода – необходимость соблюдения правил техники безопасности при работе с радиоактивными веществами. 1 – цемент, 2 – затрубная жидкость, I – диаграмма естественной гаммаактивности, II – диаграмма гамма-активности после цементирования с введением радиоактивных изотопов, III – геотермограмма, IV термограмма после цементирования скважины III IV Оценка качества цементирования Изучение равномерности заполнения затрубного пространства цементным камнем. Гамма-гамма цементометрия (ГГЦ) Изучение равномерности заполнения затрубного пространства цементным камнем успешно осуществляется методом ГГЦ. При этом используется различие в плотности цементного камня (1,8-2,2 г/см3) и жидкости (1,0-1,2 г/см3), заполняющей пустоты. Т.к. Плотность цементного камня больше, чем плотность скважинной жидкости, то интенсивность рассеянного γ-излучения против зацементированных участков значительно ниже, чем против тех, где цемент отсутствует. Приборы для γ-γ-цементометрии содержат несколько зондов ГГК, состоящих из источника Со60 (Eγ =1,33 МэВ) или Cs137 (Eγ =0,66 МэВ) и отделенного от него свинцовым экраном детектора рассеянного γ-излучения. В аппаратуре ЦМТУ-1, СГДТ-3 таких зондов 3, и они расположены в одной поперечной плоскости под углом 120° друг к другу. Существуют цементомеры, например, в аппаратуре СГДТ2, в которых зонд ГГК приводится во вращение с помощью специального электродвигателя и при подъеме снаряда "осматривает" скважину изнутри по винтовой линии. В цементомере ЦФ-4 их 4, расположенных под углом 90° друг к другу. Каждый счетчик экранирован так, что на него попадает рассеянное у-излучение только с той стороны, где он примыкает к колонне. Такие цементомеры как бы осматривают скважину изнутри по 3 или 4 образующим. Оценка качества цементирования Гамма-гамма цементометрия (ГГЦ) Jγγ, имп/мин В случае, если обсадная колонна располагается симметрично в не зацементированной скважине, все три зонда дают одинаковые показания на достаточно высоком уровне. Равенства показаний всех трех зондов добиваются при эталонировке цементомера на модели скважины. При эксцентричном положении свободной колонны в скважине на максимальном уровне могут быть показания только одного зонда, расположенного со стороны наибольшего удаления ОК от стенки скважины, показания двух других будут значительно ниже из-за влияния горных пород, слагающих стенки скважины, плотность которых больше, чем плотность бурового раствора. В хорошо зацементированной скважине, когда колонна имеет центральное положение, а в цементном камне отсутствуют пустоты, все три зонда дают одинаковые, но значительно более низкие показания, чем в случае не зацементированной скважины. При эксцентричном положении колонны в зацементированной скважине показания зондов расходятся, при этом один из них, расположенный ближе других к стенке скважины, дает минимальные показания. Если в цементом камне имеются пустоты, кривые, записанные разными зондами, незакономерно пересекаются, превышая на отдельных участках уровень, соответствующий полному заполнению затрубного пространства цементным камнем. Оценка качества цементирования Изучение степени сцепления цемента с колонной и с горной породой. Акустическая цементометрия (АКЦ) Изучение степени сцепления цемента с колонной и с горной породой возможно только по данным акустической цементометрии (АКЦ). Акустические цементомеры, как правило, представляют собой акустический зонд с излучателем и кольцевыми пьезоэлектрическими приемниками. Длина зонда - около 2,5 м. Источник и приемники изолированы друг от друга акустически - резиновыми поглотителями колебаний. Источник вырабатывает пачки ультразвуковых колебаний с частотой 25 кГц. Частота следования пачек - 12,5 Гц. Сигналы с приемников усиливаются и передаются на поверхность, где обрабатываются и фиксируются в виде трех диаграмм: Ак – амплитуды волны, пришедшей по колонне, Ап - амплитуды волны, пришедшей по породе и Т - времени прихода волны с наибольшей амплитудой. При этом временное окно для регистрации Ак открывается через 480мкс после начала излучения акустического импульса и закрывается после прихода трех полных периодов волны по колонне. Временное окно для регистрации амплитуды упругой волны, пришедшей по породе Ап, открывается одновременно с окном Ак, а вот закрывается значительно позднее, поэтому в этом окне регистрируются колебания, пришедшие и по колонне и по породе. Кроме диаграмм Т, Ак и Ап, в аппаратуре предусмотрена возможность регистрации волновых картин ВК с определенным шагом дискретизации по глубине. Аппаратура АКЦ8С Оценка качества цементирования Изучение степени сцепления цемента с колонной и с горной породой В случае отсутствия цемента в затрубном пространстве или когда он имеется, но по всему периметру не сцеплен с колонной (так называемая "свободная колонна"), пришедшая первой волна по колонне Ак имеет максимальную амплитуду вследствие малого затухания упругих волн в колонне. Время прихода этой волны минимально. Против муфтовых соединений колонны наблюдается уменьшение амплитуды Ак в связи с рассеянием энергии на резьбовых соединениях, и увеличение времени Т. Из-за того, что временное окно для регистрации Ап открывается одновременно с окном Ак, кривая Ап в открытом стволе дублирует кривую Ак. В случае сплошного заполнения затрубного пространства цементом и хорошего сцепления цементного камня как с колонной, так и с породой, упругая волна проходит концентрические слои (колонна, цемент) без большого рассеяния. Большая часть энергии упругих волн будет распространяться по горной породе, скорость в которой меньше, чем в стали. Амплитуда волны, пришедшей по колонне Ак, будет минимальной, пришедшей позднее волны по породе Ап максимальной, время прихода волны с максимальной амплитудой Т – большим. В случае неполного заполнения ЗТП или в случае плохого контакта ОК с цементным камнем, амплитуда волны, пришедшей по колонне достаточно велика, Т - минимально, амплитуда волны, пришедшей по породе, имеет промежуточные значения. Если цементное кольцо сцеплено только с колонной, упругая волна по колонне резко ослабляется из-за влияния цементного кольца и регистрируемая амплитуда волны, пришедшей по колонне, будет минимальной Ак ≈ 0, амплитуда волны, пришедшей по породе - также небольшой. С заметной амплитудой придет только волна по цементному кольцу, и время Т будет в этом случае максимальным. Оценка качества цементирования Фрагмент комплекса ГИС по оценки качества цементирования Методы исследования режима работы скважин Существует группа геофизических методов для оценки параметров нагнетательных и добывающих скважин. Обычно при исследовании скважин используется комплексная аппаратура, измеряющая параметры потока, уровни флюидов, давление и целостность труб и установок. Кроме того, зонды оборудованы также локаторами муфтовых соединений и гамма-детекторами, предназначенными для корреляции (привязки) по глубине. Расходометрия скважин Расходометрия - это измерение скорости потока (или расхода) жидкости по стволу скважины. Другие названия этого метода: потокометрия, дебитометрия.     Решаемые задачи определение дебита нефти по пластам и пропласткам в добывающих скважинах или расхода воды в нагнетательных; определение мест притока и поглощения жидкости в скважинах; определения поинтервальных и суммарных дебитов; выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины. Приборы, применяемые в этом методе, называются скважинными расходомерами (дебитомерами). Наибольшее распространение имеют термокондуктивные и механические расходомеры. Методы исследования режима работы скважин Механическая расходометрия скважин Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная крыльчатка (турбинка). Обороты вращения преобразуются в регистрируемые электрические сигналы. От числа оборотов крыльчатки n переходят к расходу потока Q помощью специальных градуировочных графиков n = f (Q) при dcкв = const, которые строят опытным путем, проводя измерения с расходомером на специальных стендах. Как следует из градуировочных графиков, число оборотов крыльчатки за единицу времени линейно зависит от расхода. Порог чувствительности таких приборов составляет порядка 0,01 л/с. Реальная градуировочная характеристика расходомера в скважине может сильно отличаться от стендовой вследствие:  неустановившегося или периодически фонтанирующего режима работы пласта, вихревого движения флюидов в колонне;  наличия во флюиде механических примесей;  непостоянства вязкости и плотности потока;  неравномерного движения скважинного прибора. Методы исследования режима работы скважин Механическая расходометрия скважин Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние - только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока жидкости через измерительную камеру, в которую помещена турбинка. При использовании пакера невозможен непрерывный режим записи. Для лучшего перекрытия зазора между расходомером и стенками ОК материал пакера должен быть эластичным. Его обычно делают из маслостойкой резины или специальной эластичной ткани. Он имеет форму цилиндрической трубки с продольными гофрами, концы которой плотно крепятся к корпусу прибора. При движении прибора по скважине пакер складывается так, что его диаметр не превышает диаметра остальной части прибора. Для раскрытия пакера внутрь его насосом закачивают буровой раствор, пакер раздувается и, приобретая овальную форму, прижимается к колонне. Жидкость начинает поступать в канал, в котором установлена крыльчатка. Методы исследования режима работы скважин Механическая расходометрия скважин Методика проведения исследований скважин механическими дебитомерами и расходомерами заключается в следующем. Прибор опускается в скважину до кровли верхнего перфорированного пласта и при открытом пакере или центраторе производятся периодические отсчеты и запись показаний. При этом регистрируются показания калибратора, нулевые линии и показания суммарного дебита. Затем при закрытом пакере прибор опускается на забой. При подъеме прибора с прикрытым пакером со скоростью 60-80 м/ч записывается непрерывная диаграмма до воронки насосно-компрессорной трубы (НКТ). По данным полученной непрерывной дебитограммы намечают положения точечных измерений дебита. На участках кривой с резкими изменениями дебита, расстояния между точками наблюдения выбирают через 0.4 м, на участках с малыми изменениями дебита - через 1-2 м. Измерения на точках выполняют с полностью открытым пакером в течение 1 мин. При перемещении прибора на другую точку пакер прикрывают. По непрерывным измерениям расходомера качественно оценивают места притока (приемистости), а также выявляют нарушения герметичности колонны в неперфорированных интервалах. Методы исследования режима работы скважин Механическая расходометрия скважин По данным точечных измерений дается количественная оценка распределения расхода жидкости по пластам и строится интегральная расходограмма. Полученная кривая показывает количество жидкости, проходящей через сечение скважины на различных глубинах. В интервалах притока на такой кривой наблюдается рост показаний, а в интервалах поглощения – их уменьшение. Интегральная расходограмма служит основой для построения дифференциальной зависимости, характеризующей интенсивность притока (поглощения) на единицу мощности пласта. 𝑞= 𝑄кр−𝑄под , (м3/сут)/м ℎ Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений. Методы исследования режима работы скважин Термокондуктивная расходометрия скважин Чувствительным элементом термокондуктивных расходомеров является датчик-резистор, нагреваемый электрическим током до температуры, превышающей температуру среды. Набегающий поток флюида охлаждает датчик, изменяя его активное сопротивление. Непрерывная кривая расходометрии представляет собой изменение этого сопротивления. Перед началом измерений скважинный снаряд опускают в зумпф скважины, в заведомо неподвижную жидкость, устанавливают рабочий ток прибора, нагревающий термочувствительный резистор до температуры, превышающей температуру жидкости, и устанавливают нулевое показание регистрирующего прибора. При перемещении прибора в интервал скважины, где существует движение жидкости по её стволу, набегающий поток охлаждает термочувствительный элемент тем сильнее, чем выше скорость потока. Зависимость интенсивности охлаждения прибора от его показаний не линейная, поэтому чувствительность датчика падает с увеличением скорости потока. Наличие притока из каждого интервала отмечается на диаграмме снижением температуры датчика. Дебит притока Q пропорционален разности температур выше и ниже отдающего интервала ∆Т. Подошва отдающего интервала определяется по началу спада кривой, кровля - по минимуму перед началом выполаживания. Методы исследования режима работы скважин Термометрия скважин 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". При этом понижение температуры может достигать 10 ºС. Места нарушения целостности обсадных колонн выделяются положительными температурными аномалиями при компрессировании скважин. По мере увеличения времени между откачкой и замером температуры аномалия уменьшается за счет охлаждения жидкости в скважине, и температурная кривая приближается к геотермограмме. 0 - "фоновая" кривая; 1 – через 5 мин после начала откачки; 2 – через 30 мин после прекращения откачки Методы исследования режима работы скважин Термометрия скважин Температурные измерения могут проводиться в установившемся или неустановившемся тепловом режиме скважины. При установившемся режиме температура бурового раствора не отличается от температуры стенок скважины, т. е. теплообмен между ними уже закончен. При неустановившемся режиме происходит теплообмен между буровым раствором и горной породой. Термометрия скважин позволяет выявить наличие затрубных перетоков пластовых вод и определить их направление. 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 (а); при затрубной циркуляции сверху вниз, наоборот, происходит охлаждение соответствующего участка обсадной колонны и отмечается резкое увеличение температуры на подошве поглощающего горизонта (б). Методы исследования режима работы скважин Термометрия скважин При неустановившемся тепловом режиме, когда температура флюида отличается от температуры вмещающих пород, возможно несколько различных случаев соотношения между термограммой и геотермограммой. Термограмма может быть расположена выше геотермы (а, б) в случае если температура притекающих флюидов выше температуры окружающих горных пород. Термограмма может быть расположена ниже геотермограммы (в, г) в случае если температура температура флюидов ниже температуры окружающих горных пород. Термограмма может пересекать геотермограмму (д, е). Во всех случаях отдающим флюид интервалом является тот, температура которого больше отличается от геотермы. Границы отдающих и поглощающих горизонтов устанавливаются по точкам резкого перегиба термограммы. Методы исследования режима работы скважин Термометрия скважин Термограмма в работающей скважине будет отражать все тепловые возмущения связанные с течением флюидов в пласте и скважине. Со временем после окончания динамических процессов (скважина остановлена) температура в скважине стремится к единому статическому распределению. Температурная аномалия регистрируется в интервале закачки холодной воды по НКТ. После режима закачки (голубая линия) скважина была остановлена с последующей интервальной по времени регистрацией температуры. Методы исследования режима работы скважин Термометрия скважин Термометрия также нашла применение при контроле процесса перфорации скважин. Распределение температуры до и после перфорации Температурная аномалия образована горением зарядов перфоратора Изучение состава и структуры потока флюидов в стволе скважины При разработке залежей нефти с применением законтурного или внутриконтурного заводнения часто происходят прорывы воды по наиболее проницаемым пропласткам в стволы добывающих скважин. Кроме того, по мере уменьшения нефтенасыщенности пластов или подъема водонефтяного контакта в скважину может поступать минерализованная пластовая вода. Таким образом, в скважине может находиться одновременно нефть, пластовая и закачиваемая вода. Вдобавок, в скважину может поступать еще и свободный газ, если в залежи имеется газовая шапка или если давление в залежи становится меньше давления насыщения газом. По вышеперечисленным причинам при разработке нефтяных месторождений очень важно знать, какой именно флюид и в каком количестве поступает в скважину из каждого вскрытого ею пласта. Важность этой задачи станет совершенно очевидной, если иметь в виду, что в настоящее время в России на каждую тонну добытой нефти приходится 3 т воды, извлекаемой из скважин. Для изучения состава притока применяют методы плотнометрии, влагометрии и индукционной резистивиметрии совместно с расходо- и термометрией. Изучение состава и структуры потока флюидов в стволе скважины Плотнометрия Плотнометрия – это измерение плотности жидкости в стволе скважины. Для решения этой задачи используют обычно гамма-гаммаплотномеры. Такой прибор содержит источник мягкого γ-излучения и детектор γ-квантов, расположенные на одной прямой. В качестве источника используют тулий Tm170 (Еγ = 88 кэВ). Расстояние между источником и детектором 30-50 см и заполнено исследуемой жидкостью. Поток γ-квантов, проходящих через жидкость, направляется таким образом, чтобы на детектор попадало только прямое излучение источника. Jγв – показания прибора в пресной воде, Jγсм – показания прибора в скважинной жидкости Показания γ-γ-плотномера переводятся в единицы плотности жидкости, точнее, смеси σсм жидкостей, например, нефти и воды, с помощью градуировочного графика. Изучение состава и структуры потока флюидов в стволе скважины Плотнометрия Состав притекающей жидкости определяется по различию плотности:  вода - 1 – 1,2 г/см3;  нефть - 0,7 – 0,9 г/см3;  газ – 0,001 – 0,4 г/см3. Отбивка границ, соответствующих интервалам со смесью различной плотности в скважине, по диаграмме производится по началу изменения (спада или подъема) кривой гамма-плотномера. Ошибки в определении содержания воды и нефти могут быть связаны с изменением минерализации пластовых вод в процессе обводнения пласта. Изучение состава и структуры потока флюидов в стволе скважины Влагометрия (диэлькометрия) Влагометрия – основана на измерении диэлектрической постоянной ε жидкости (или жидкостей), заполняющей скважину. Для измерений используют емкостные влагомеры, датчиком в которых служит цилиндрический конденсатор, между обкладками которого находится исследуемая смесь жидкостей. Если емкость конденсатора в воздухе равна С0, то в диэлектрике она увеличивается в ε раз: С = ε∙С0, где ε – диэлектрическая проницаемость диэлектрика. Преимущества влагомеров перед гамма-плотномерами: а) повышенная чувствительность к изменению содержания воды гидрофобной смеси; б) безопасность работы, благодаря отсутствию источников радиоактивного излучения. Ограничения метода связаны с влиянием на показания влагометрии структуры многофазного потока. При объемном содержании воды в продукции свыше 40-60 % метод практически не реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. Изучение состава и структуры потока флюидов в стволе скважины Влагометрия (диэлькометрия) Состав притекающей жидкости определяется по различию диэлектрической проницаемости:  вода - 50 – 80;  нефть - 2 – 4;  газ – 1. Показания прибора пропорциональны процентному содержанию воды в смеси. Изучение состава и структуры потока флюидов в стволе скважины Влагометрия (диэлькометрия) Изучение состава и структуры потока флюидов в стволе скважины Индукционная резистивиметрия Индукционная резистивиметрия – позволяет изучить не только состав, но и структуру смеси жидкостей в скважине. Индукционный резистивиметр состоит из двух соосно расположенных тороидальных катушек – генераторной и приемной. По генераторной катушке пропускают переменный ток частотой 100 кГц. Магнитное поле этого тока наводит вихревые токи в жидкости, обтекающей обе катушки, магнитное поле вихревых токов возбуждает в приемной катушке ЭДС, пропорциональную электропроводности среды. Предел измерения индукционного резистивиметра от 0 до 30 См/м. При равномерном поступлении нефти через интервал перфорации в скважину, заполненную водой, в колонне происходит последовательная смена состава и структуры смеси воды и нефти в восходящем осевом потоке. Основные формы смеси: капельная, капельно-поршневая, поршневая (чёточная), пенная (водоэмульсионная), нефтеэмульсионная с различной степенью дисперсности водяных включений. Изучение состава и структуры потока флюидов в стволе скважины Индукционная резистивиметрия Капельная форма представляет собой гидрофильную (нефть в воде) среду с всплывающими одиночными каплями нефти. Капельно-поршневая – также гидрофильная среда, в ней вместе с отдельными каплями появляются крупные включения нефти в виде сгустков. Поршневая (чёточная) форма – это последовательное чередование пробок воды и нефти, перекрывающих все сечение скважины. На границе перехода гидрофильной среды в гидрофобную в водонефтяной смеси появляется небольшой интервал пенного течения, внутри которого происходит переход водоэмульсионной структуры в нефтеэмульсионную, в ней вода находится в виде отдельных включений различной величины. Границу обращения фаз называют водонефтяным разделом ВНР. Не путать с водонефтяным контактом ВНК! ВНК существует в пластах, ВНР – в скважине, в свободной жидкости. Достоинство индукционной резистивиметрии – возможность индикации слабых притоков нефти, особенно при исследовании низкодебитных скважин, в которых против перфорированных интервалов находится столб застойной воды. Для уверенной интерпретации диаграмм на них должна быть выполнена запись показаний в зумпфе скважины, где находится чистая вода, и в верхней части скважины или НКТ, где находится гидрофобная смесь с нулевой электропроводностью. Метод акустического сканирования внутренней поверхности обсадной колонны – САТ Акустический каротаж на отраженных волнах предназначен для растрового отображения стенки скважины или обсадной колонны по интенсивности отраженных от нее высокочастотных упругих импульсов. Измеряемые величины – времена (мкс) и амплитуды (интенсивность) отраженной волны. Для исследований состояния внутренней поверхности обсадных колонн используется прибор САТ-1. Требования к скважине Диаметр исследуемых скважин 100-300 мм. Исследуемая скважина должна быть заполнена водой любой минерализации или нефтью, или промывочной жидкость плотностью не более1,25 г/см3 без утяжеляющих добавок и пузырьков газа. Характеристики прибора Метод акустического сканирования внутренней поверхности обсадной колонны – САТ Метод акустического сканирования максимально приближен к прямым методам, т.к. позволяет получить акустическую фотографию места нарушения и провести визуальную диагностику. Методы привязки Локация муфт Локация муфт используется для:  привязки диаграмм по глубине по положению муфтовых соединений колонны и НКТ;  для отбивки глубины забоя;  определения положений башмака колонны и низа НКТ;  определения положения интервалов перфорации. Рабочим датчиком служит магнитный локатор сплошности колонны (или локатор муфт ЛМ), в котором используется искусственно создаваемое постоянное магнитное поле, взаимодействующее с окружающим металлом. При движении ЛM по стволу скважины любое изменение магнитных свойств металла колонны (отверстие, трещина, муфтовое соединение) приводит к искажению формы магнитных линий и вызовет возникновение ЭДС на измерительной катушке. К сожалению, ЛМ не обеспечивает безусловного детектирования перфорационных отверстий в связи с ограниченным диапазоном охвата по периметру ввиду замыкания магнитных линий на ближнюю зону. В связи с этим, низка эффективность локатора муфт и при выделении продольных трещин в металле эксплуатационной колонны. Методы привязки Локация муфт В большинстве случаев выделение интервалов перфорации колонны в виде повышенного уровня шумов, происходит в связи с изменением радиуса колонны за счет ее вздутия от фугасного воздействия кумулятивного перфоратора. Другая причина повышенного уровня шумов в зоне перфорации колебания скважинною прибора относительно стенки скважины при зацепах на кромках перфорационных отверстий или колебания, вызванные турбулентным потоком жидкости. АППАРАТУРА ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ АМК ГРАНИТ-ОНИКС Аппаратурно-методический комплекс (АМК) ГРАНИТ-ОНИКС предназначен для измерения давления, температуры, влагосодержания, уровня гамма-излучения, электрической проводимости скважинной жидкости, скорости потока жидкости, уровня акустических шумов, локации муфт колонны и перфорации, проведения исследований методом ННКт. Область применения - геофизические исследования обсаженных скважин в процессе испытания и контроля с использованием одножильного каротажного кабеля. Решаемые задачи – контроль термобарических параметров в скважине, оценка отдающих и принимающих интервалов, выявление обводнённых интервалов, оценка технического состояния скважин. АМК представлен следующими скважинными приборами-модулями: АППАРАТУРА ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ АМК ГРАНИТ-ОНИКС Каждый модуль снабжен телеметрическим блоком и представляет собой самостоятельный прибор, обеспечивающий преобразование и передачу одного или нескольких физических параметров. Модули соединяются друг с другом с помощью унифицированного стыковочного узла, обеспечивающего механические и электрические соединения. При включении питания модули самостоятельно объединяются в единую многоканальную телеметрическую сеть, позволяющую одновременно передавать все измеряемые параметры. Наряду с измеряемой информацией передаётся служебная (типы и номера модулей, напряжение питания, температура внутри модулей). АМК выпускается в двух модификациях, отличающихся максимальными рабочими давлением и температурой: 1) 60 МПа, 125 оС; 2) 100 МПа, 150 оС. АППАРАТУРА ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ АМК ГРАНИТ-ОНИКС Наземное оборудование АМК – это геофизический регистратор ОНИКС, обеспечивающий:  питание и управление работой скважинных приборов,  сбор данных от скважинных приборов и наземных датчиков глубины и магнитной метки,  проведение в фоновом режиме в процессе каротажа оперативной обработки материалов. Программное обеспечение регистрации поддерживает базу данных используемой аппаратуры и систему градуировки. Программные средства обработки данных ОНИКС-2 ориентированы на оперативную обработку комплексных замеров большого количества параметров (давление, температура, методы приток-состав и др.). В системе обработки можно выделить два уровня. Первый уровень предусматривает обработку кривых последовательностью методов, записанных в файлы микропрограмм. Второй уровень образуется комплектом макропрограмм, реализующих сложные алгоритмы обработки. Макропрограммы позволяет полностью автоматизировать обработку, вплоть до создания отчетов с предварительными интерпретационными заключениями. Обработка может производиться как в стационарных условиях, так и непосредственно при работе на скважине в полуавтоматическом режиме. Спасибо за внимание!