Отчет по практике в ОАО «СНГ»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3. Метрологическое  обеспечение работ

         Метрологическая служба ОАО «Сургутнефтегаз»  аккредитована  на право проведения поверочных и калибровочных работ (Приложение 2, 3).

     Выполнение  задач по обеспечению единства  и требуемой точности измерений  при проведении геофизических  исследований скважин осуществляется  силами Центрального геофизического  цеха (ЦГЦ) и службами ремонта аппаратуры и приборов удаленных подразделений треста. Функции базовой службы возложены на службу метрологического обеспечения геофизической аппаратуры в составе ЦГЦ. Также калибровка скважинной аппаратуры осуществляется работниками службы подготовки аппаратуры бурящихся скважин, службы подготовки инклинометрической аппаратуры, службы по ремонту мелкосерийной аппаратуры, службы подготовки аппаратуры ГТИ, имеющими удостоверения калибровщика геофизической аппаратуры.

     Метрологическая служба треста располагает поверочным и испытательным оборудованием, отвечающим всем необходимым требованиям нормативных документов, регламентирующих данный вид деятельности.

     Все калибровочные  установки и оборудование своевременно  проходит метрологическую аттестацию либо государственную проверку в Базовой лаборатории метрологии ЦБПО ПРНСиНО ОАО «Сургутнефтегаз», ИЭВЦ ОАО «Сургунефтегаз», Сургутском отделе Тюменского ЦСМ, в ГУП Центре метрологических исследований «Урал-Гео» (г.Уфа), ООО «Югра-ПГС».

     По результатам  калибровочных и проверочных  работ выдаются соответствующие  документы: сертификат (Приложение 4), протокол (Приложение 5) о поверке  (калибровке), в которых указаны  их метрологические характеристики  и межповерочный интервал.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.4. Камеральная обработка и геологическая интерпритация геофизических материалов.

Технология  оценки качества цементирования обсадных колонн

     Оценка качества цементирования обсадных колонн производится на основе обработки данных акустического (АКЦ) и гамма-гамма плотностного (СГДТ) методов. Для более точных оценок используется совместный анализ параметров, измеренных каждым из методов.

2.4.1. Технология проведения первичной  обработки данных  АКЦ 

     Оценка качества  цементирования обсадных труб акустическим методом основана на высокой чувствительности динамических параметров (коэффициента затухания) акустического сигнала, распространяющегося по колонне, к жесткости механического контакта на границе колонна–цементное кольцо и дефектам цементного камня.

     Обработка данных цементометрии заключается в определении динамических и кинематических параметров волны по обсадной колонне в фиксированных временных окнах и параметров фаз ВК в плавающих окнах с целью оценки качества цементирования затрубного пространства.

     Проведение обработки данных  включает  в себя следующие  этапы:

1. Выбор программы.

Программа выбирается в  директории: Закрытый ствол – Акустический каротаж – Оценка качества цементирования (рис.1). Программа обработки данных цементометрии компенсированного зонда прибора 4АК позволяет одновременно определить параметры обоих трёхэлементных зондов (с базами на приёмниках и на излучателях) и компенсированные значения коэффициента затухания волны по колонне ВАТС и интервального времени DTCO.

Рис.1 Вид меню выбора программы обработки данных цементометрии

2. Открытие Lis-файла.

Выполнение данного  пункта обеспечивает выбор и распознавание Lis-файла с волновыми картинами. Открытие Lis-файла сопровождается контролем  его состава и дополнением  расчетными параметрами (при их отсутствии).

3. Ввод технических  параметров обработки и настройка  фиксированных окон.

    Полоса пропускания фильтра и другие технические параметры обработки задаются в таблице “Технические параметры обработки” (рис.9).

                

Рис.9 Таблица  технических параметров обработки  данных цементометрии

Полоса пропускания  фильтра (нижняя и верхняя частота фильтра)  выбирается такой, чтобы подавлялись наводка от запуска излучателя и другие шумы, а полезный сигнал минимально искажался.

Установка фиксированных  временных окон производится на волновых картинах трёх каналов WF₁, WF₂, WF₃ курсорами на левой и правой границах окон (рис3). Окно достаточно установить только на WF₁, на остальных волновых картинах окна устанавливаются автоматически, но могут корректироваться. Фиксированные окна настраиваются таким образом, чтобы начало окна находилось правее второго экстремума фильтрованной волновой картины и ширина окна, примерно, равнялась видимому периоду колебаний волны по колонне.

Рис.10 Вид планшета программы обработки данных цементометрии с установленными фиксированными окнами на волновых картинах

     Дальнейшие процедуры обработки данных производятся из меню раздела “Режим” и включают следующие пункты.

4. Расчёт максимального  значения амплитуды

     Максимальное значение амплитуды автоматически рассчитывается, исходя из равенства ослабления амплитуды в канале метрового зонда и коэффициента затухания, и заносится в таблицу технических параметров обработки после выполнения соответствующей процедуры в выделенных интервалах. Коэффициент затухания волны по колонне (BAT₁ и ВАТ₂) в выделенных интервалах должен быть менее 20 дБ/м. Максимальное значение амплитуды вычисляется, как наибольшее из значений максимальных амплитуд обоих трёхэлементных зондов.

5. Оценка качества  цементирования.

     Оценка качества цементирования производится по значениям коэффициента затухания. Перед выполнением оценки качества цементирования параметры BAT₁, BAT₂, BATC, DTP₁, DTP₂, DTCO желательно отфильтровать 5-точечным рекурсивным фильтром.

     В процессе выполнения этого пункта оценивается как характер контакта - это параметр  QCBС, так и степень заполнения затрубного пространства цементом - индекс цементирования BI для зонда с базой на приемниках, BI₂ - с базой на излучателях и BIC для компенсированного зонда. Индекс цементирования - это параметр, показывающий относительное изменение коэффициента затухания волны по колонне, рассчитываемый по формуле:

                                        BIC = (BATC - ALN₁)/(ALX₁ - ALN₁),

где ALN₁ и ALX₁ – константы, задаваемые в таблице.

     Считается, что при значении BIC >0.8 имеется плотный контакт цемента с колонной.  Автоматически разделяются три степени контакта: отсутствие контакта, частичный контакт, плотный контакт. Для визуализации кривая QCBС представляется в виде литологической колонки  и формируется закраска колонки: QCBL=0 – отсутствие контакта, QCBC=4 – плотный контакт, QCBC=6 – частичный контакт. Для визуализации результатов оценки качества цементирования служит формат “цемент” (рис.4).

Рис. 11 Вид планшета в формате «цемент» с колонкой качества цементирования

6 Формирование таблицы  заключения.

При выполнении этого  пункта меню колонка цементирования QCBC переводится в таблицу заключения. Эта таблица содержит шапку и три колонки: в одну записывается интервал, в другую - характер контакта, а в третью длина интервала с данным контактом. Таблица записывается в отдельный файл с расширением rtf и может корректироваться в Microsoft Word   или Microsoft Excel.

2.4.2 Первичная обработка данных гамма-гамма исследований качества цементирования затрубного пространства

Технология  первичной обработки данных  СГДТ-НВ

Комплекс программ первичной  обработки LogPWin по результатам каротажа аппаратурой СГДТ-НВ обеспечивает расчет толщины и эксцентриситета колонны в скважине, плотности цементного камня в азимутальной развертке, выдачи заключений по качеству  каротажа и качеству цементирования скважины.

Технология проведение первичной обработки данных аппаратуры СГДТ-НВ состоит в выполнении следующих ниже этапов.

1. Выбор Lis-файла

Выполнение данного  этапа обеспечивает выбор Lis-файла  с записью данных основного (повторного либо контрольного) замера выбранной аппаратуры. Выбор Lis-файла оканчивается контролем его состава и дополнением расчетными кривыми (при их отсутствии в файле).

2. Ввод параметров обработки.

Выполнение  данного этапа проводится с целью определения условий  обработки, т.е. установления типов и признаков учета условий проведения каротажа при обработке данных СГДТ-НВ.

3. Импорт дополнительных кривых.

Выполнение данного  этапа проводится с целью импорта  дополнительных кривых (каверномера, плотности породы и др.), используемых при обработке и увязке по глубине данных СГДТ-НВ. Эта операция выполняется при наличии этих данных в других файлах.

4. Увязка данных СГДТ-НВ по глубине.

Выполнение данного  этапа проводится с целью увязки либо проверки соответствия данных СГДТ-НВ по глубине к ранее выполненному комплексу ГИС.

5. Обработка <СГДТ-НВ> по калибровочным данным 

Выполнение данного этапа при наличии калибровочных данных обеспечивает расчет толщины и эксцентриситета обсадной колонны, плотности цементного камня с учетом выставленных условий обработки (диаметра скважины и колонны, плотности породы), формирование разреза скважины с положением и толщиной обсадной колонны в ней, а также азимутальной развертки плотности цементного камня.

По результатам расчета плотности  цементного камня формируется литологическая колонка качества цемента (см. рис.5). В таблице 5 приведены критерии, по которым выдаются десять градаций литологической колонки: «цемент», «канал в цементе», «неоднородный цемент», «гельцемент», «неоднородный гельцемент», «канал в гельцементе», «нет цемента», «не ясно», «нет данных», «ошибка». Данная колонка формируется во всех случаях расчета плотности цемента.

Рис. 12 Внешний  вид программы обработки данных Гамма Цементомера серии СГДТ-НВ

Таблица 4

Критерии формирования литологической колонки по качеству цементирования затрубного пространства ( CMNT)

Заполнение	Критерии
Цемент	Все значения плотности  цемента по дифференциальным каналам  плотномера (CDN1, CDN2, …, CDN6) больше одной из величин или .
Канал в цементе	В случае, когда  одно из значений плотности цемента по дифференциальным каналам плотномера меньше величин и , а остальные значения плотности превышают одну из них, т.е. соответствуют цементу.
Неоднородный  цемент	В случае, когда  два или три значения плотности цемента по дифференциальным каналам плотномера меньше величин и , а остальные значения плотности превышают одну из них.
Неоднородный  гельцемент	В случае, когда  три или четыре из шести значений плотности цемента по дифференциальным каналам плотномера соответствуют гельцементу, а остальные значения плотности не удовлетворяют условиям: 1. меньше величин  и ; 2. больше величины  . (см. ниже).
Гельцемент	В случае, когда  не менее четырех из шести значений плотности цемента по дифференциальным каналам удовлетворяют одновременно условиям: 1. меньше величин  и ; 2. больше величины  .
Канал в гельцементе	В случае, когда  одно из значений плотности цемента  по дифференциальным каналам плотномера меньше величины  , а остальные значения плотности соответствуют гельцементу.
Нет цемента	Половина или  более значений плотности цемента по дифференциальным каналам плотномера меньше величины , или ниже плотности 1 г/см3.
Не ясно	Половина или  более значений плотности цемента  по дифференциальным каналам плотномера больше величины . Такая ситуация возможна в случае прилегания обсадной колонны к стенке скважины.
Нет данных	В случае отсутствия данных по плотности цементного камня.
Ошибка	В случае не выполнения ни одного из условий.

- плотность цемента, заданная в таблице технических параметров обработки.

- плотность гельцемента, заданная  в таблице технических параметров  обработки.

6. Обработка толщиномера  по опорным данным.

Выполнение данного  этапа обеспечивает расчет толщины  обсадной колонны с учетом привязки ее значений в выбранных интерпретатором интервалах (одном либо двух).

7. Обработка плотномера  по опорным данным.

Выполнение  данного этапа обеспечивает расчет плотности цементного камня с  учетом привязки ее значений в выбранных интерпретатором интервалах (одном либо двух).

8. Корректировка ГК  по опорным данным.

Выполнение данного  этапа обеспечивает расчет кривой ГК с учетом привязки ее значения в выбранном интерпретатором интервале.

9. Ввод поправок за  влияние муфт.

Выполнение данного этапа обеспечивает исправление значений плотности цементного камня за влияние муфтовых соединений.

10. Фильтрация результатов  обработки <СГДТ-НВ>.

Выполнение данного  этапа обеспечивает фильтрацию всех расчетных кривых, получаемых при обработке материалов каротажа СГДТ-НВ.

11. Заключение <СГДТ-НВ> .

Выполнение данного  этапа обеспечивает формирование и  выдачу текстового заключения качества цементирования затрубного пространства нефтяных и газовых скважин. Таблица может быть откорректирована в Microsoft Word или Microsoft Excel.

Выполнение описанного регламента обработки данных СГДТ-НВ повторяется с файлом повторного/контрольного замера при его наличии.

2.4.3.  Программа интерпретация параметров  методов

 АКЦ  и СГДТ.

Совместное использование  параметров, измеряемых АКЦ и СГДТ, обеспечивает более точные, чем позволяет каждый из методов, оценки состояния цементного камня. Основой программы являются программы обработки данных АКЦ и СГДТ-НВ, описанные выше. Совместный анализ параметров двух методов осуществляется в программе АКЦ, после импорта в файл с акустическими данными параметров СГДТ: плотности цементного камня, объема заполнения затрубного пространства, эксцентриситета  и толщины колонны. Для импорта параметров СГДТ нужно нажать кнопку на управляющей панели ввод кривых СГДТ  (см. рис.13 и таблицу 5)

Рис 12 Панель управления с кнопкой ввод кривых СГДТ.

 

Список импортируемых  параметров  рассчитанных по методу СГДТ       Таблица  6

Мнемоника	Название
WDTH	Толщина обсадной колонны
EXCH	Эксцентриситет обсадной колонны
CDN	Плотность цемента  по средним показаниям
CDNA	Среднее значение  плотности цемента
CDEN	Плотность цемента  по минимальным показаниям
CDN1	Плотность цемента  по дифференциальным каналам
CDN2
CDN3
CDN4
CDN5
CDN6
CMNT	Качество цемента (для построения объемной модели)
CSIL	Внутренний  диаметр колонны – левая граница (для визуализации профиля скважины на планшете)
CSIR	Внутренний  диаметр колонны – правая граница (для визуализации профиля скважины на планшете)
CSOL	Внешний диаметр  колонны – левая граница (для  визуализации профиля скважины на планшете)
CSOR	Внешний диаметр  колонны – правая граница (для  визуализации профиля скважины на планшете)
RHLL	Диаметр скважины – левая граница (для визуализации профиля скважины на планшете)
RHLR	Диаметр скважины – правая граница (для визуализации профиля скважины на планшете)
VC1	Компонента  объемной модели – порода
VC2	Компонента  объемной модели – цемент
VC3	Компонента  объемной модели – гельцемент
VC4	Компонента  объемной модели – неоднородный гельцемент
VC5	Компонента  объемной модели – раствор
INDС	Служебный индекс