Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка аппаратуры и методики контроля качества цементирования нефтегазовых скважин на основе многоэлементных акустических зондов

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка аппаратуры и методики контроля качества цементирования нефтегазовых скважин на основе многоэлементных акустических зондов"

На правах рукописи &

Сулейманов Марат Агзамович

РАЗРАБОТКА АППАРАТУРЫ И МЕТОДИКИ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ МНОГОЭЛЕМЕНТНЫХ АКУСТИЧЕСКИХ ЗОНДОВ

25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

УФА-2005

Работа выполнена в ОАО НПФ «Геофизика»

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, старший научный сотрудник Кнеллер Леонид Ефимович

доктор технических наук, профессор

Валиуллин Рим Абдуллович

кандидат технических наук Жуланов Иван Николаевич

ОАО «Татнефтегеофизика», г. Бугульма

Защита диссертации состоится «25» ноября 2005 г. в 16 часов на Заседании диссертационного совета Д520.020.01 при открытом акционерном обществе научно-производственой фирмы «Геофизика» по адресу: Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул. 8-е Марта,12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика» Автореферат разослан «24» октября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор химических наук

Д.А. Хисаева

зш-ч тот

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Огромное значение при строительстве и эксплуатации нефтегазовых скважин уделяется качеству их цементирования. Низкое качество цементирования может привести к нарушению изоляции продуктивного интервала, непредусмотренному поступлению вод, поступлению углеводородов в водонасыщенные горизонты и т.п. Острота проблемы возросла в последние годы в связи с тем, что крупнейшие месторождения (Самоотлорское, Арланское, Туймазинское и др.) эксплуатируются по 30-50 лет и необходим тщательный экологический контроль за эксплуатацией скважин.

Одним из эффективных средств оценки качества цементирования скважин является акустический метод, который получил развитие в нашей стране в середине 60-х прошлого столетия.

В период внедрения метода акустической цементометрии технология строительства нефтегазовых скважин предусматривала наличие незацементированных интервалов обсадных колонн, поэтому успешно применялись двухэлементные акустические цементомеры.

Однако в последующие годы в связи с повышением требований по экологической безопасности окружающей среды обсадные колонны нефтегазовых скважин стали цементироваться от забоя до устья. Отсутствие незацементированных интервалов, на которых выполнялась калибровка двухэлементных цеменгомеров, сделало их применение малоэффективным.

К моменту постановки данной темы актуальной стала задача разработки многоэлементных интегральных акустических цементомеров, которые позволяют перейти к количественной оценке состояния цементирования скважин.

Акустические цементомеры с зондами интегрального типа позволяют определять средние по периметру обсадной колонны характеристики цементного кольца за обсадной колонной, но не позволяют идентифицировать тип дефектов цементирования, определять размеры дефектов и их ориентацию в пространстве. Эта информация необходима при ремонтно-изоляционных работах в скважине, поэтому в интервалах с дефектами цементирования выполняют дополнительные детальные исследования с применением различных геофизических методов (гамма-гамма цементометрии, термометрии и т.д.).

В связи с этим для детальных исследований скважин велика актуальность разработки сканирующего акустического цементомера с зондами секторного типа и использования его в комплексе с гамма-гамма цементомерами типа СГДТ, которые позволяют выполнять контроль качества цементирования скважин, как в интегральном так и селективном (секторном) режимах.

Цель работы. Разработка аппаратуры и методики акустической цементометрии на основе многоэлем( ального и

секторного типа и повышение эффективности комплекса геофизических методов контроля качества цементирования нефтегазовых скважин. Основные задачи исследований

- изучение на физических моделях обсаженных скважин количественных связей между состоянием цементирования скважин и регистрируемыми характеристиками упругих волн для трехэлементных акустических зондов интегрального типа различных типоразмеров;

обоснование выбора оптимальных технических параметров трехэлементного интегрального акустического цементомера и методики его применения для количественной оценки состояния цементирования скважин;

- изучение возможностей акустических зондов секторного типа по определению качества цементирования скважин по периметру обсадной колонны;

- разработка сканирующего акустического цементомера секторного типа и методики его применения для определения дефектов цементирования, оценки их размеров и пространственной ориентации в скважине;

- разработка аппаратурного комплекса и методики комплексной интерпретации данных, получаемых акустическими цементомерами интегрального и секторного типа и селективно-интегральными гамма-гамма цементомерами.

Методы исследования. Анализ и обобщение возможностей существующей аппаратуры и методики контроля качества цементирования скважин, теоретические расчеты и экспериментальные исследования на моделях обсаженных скважин, проведение опытно-методических работ на скважинах, обобщение и анализ полученных скважинных материалов, апробация разработанной аппаратуры и методики в производственных условиях и оценка эффективности найденных решений путем сопоставления с данными других геофизических методов. Научная новизна.

1. Экспериментально установлены критерии количественной оценки состояния цементирования скважин для типовых тампонажных материалов, основанные на измерении упругих волн, регистрируемых трехэлементным интегральным акустическим зондом на средней частоте зондирования 20 кГц.

2. Обоснованы оптимальные технические параметры трехэлементного интегрального акустического цементомера, необходимые для количественного контроля состояния цементирования скважин в различных геолого-технических условиях.

3. Предложены методика и средства калибровки трехэлементного акустического цементомера, обеспечивающие одновременно с контролем метрологических характеристик аппаратуры контроль идентичности параметров приемно-передающих трактов зонда.

4. Экспериментально установлены зависимости параметров головных упругих волн, регистрируемых 8-секторным акустическим зондом на средней частоте зондирования 100 кГц, от состояния цементирования обсадной

колонны по сё периметру и от размеров дефектов цементирования различного типа, и разработаны критерии интерпретации получаемых данных.

5. Показана возможность определения типа и размеров дефектов цементирования скважин на основе комплексирования акустического цементомера интегрального и секторного типа и селективно-интегрального гамма-гамма цементомера. Основные защищаемые положения.

- трехэлементный интегральный акустический цементомер, средства его метрологического обеспечения и методика применения для количественного определения состояния цементирования скважин;

- 8-секторный сканирующий акустический цементомер и методика его применения для определения дефектов цементирования по периметру обсадной колонны, оценки их размеров и пространственной ориентации относительно апсидальной плоскости скважины;

- аппаратурный комплекс и методика комплексной интерпретации данных, получаемых акустическими цементомерами интегрального и секторного типа и селективно-интегральными гамма-гамма цементомерами.

Практическая ценность и реализация работы. Разработанная аппаратура и методика позволяет повысить эффективность геофизического контроля качества цементирования нефтегазовых скважин за счет повышения достоверности (количественная оценка) и информативности (определение типа дефектов, их размеров и пространственной ориентации) заключений о состоянии цементирования заколонного пространства скважины.

Результаты диссертационной работы внедрены на многих геофизических предприятиях России, а также в некоторых странах ближнего (Белоруссия, Казахстан, Узбекистан) и дальнего зарубежья (Китай).

Объем серийно выпущенной аппаратуры МАК-2 и её различных модификаций составляет более 800 приборов, аппаратурно-методического комплекса АМК-2000 - 17 комплектов, программного обеспечения автоматизированной интерпретации данных, получаемых разработанной аппаратурой - более 70 комплектов. Экспериментальный образец сканирующего 8-секторного акустического цементомера МАК-СК прошел опробование на производственных скважинах Башкирии, Татарии и Пермской области. По результатам скважинных испытаний составлено техническое задание на опытно-конструкторские работы для подготовки серийного производства МАК-СК.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на Всесоюзном семинаре «Геоакустические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых» (Москва, 1985 г.), на научно-практическом семинаре «Новые сейсмоакустические технологии исследования нефтегазовых скважин» (г. Тверь, 1997 г.), на научных симпозиумах по геофизическим технологиям (г. Уфа, 1998 - 2005 г.г.), которые проводились в рамках ежегодной Международной Уфимской

выставки «Нефть. Газ», на международном Российско-Китайском симпозиуме по промысловой геофизике «Уфа-2000», на П Китайско-Российском научном симпозиуме по геофизическим исследованиям скважин (г. Шанхай, 2002 г.), на Ш Российско-Китайском симпозиуме «Новые технологии в геологии и геофизике» (г.Уфа, 2004 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 20 работ, в том числе получено 6 авторских свидетельств и 1 патент на изобретения. Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 205 страницах, включая 46 рисунков, 17 таблиц, список литературы из 111 наименований.

В диссертации представлены результаты исследований, выполненные лично автором, а также под его руководством и при непосредственном участии в соавторстве с коллегами.

Диссертационная работа выполнена в ОАО НПФ «Геофизика». Работа подготовлена под научным руководством д.т.н. Кнеллера JI.E., которому автор выражает глубокую благодарность.

Автор также выражает признательность и благодарность руководителям и специалистам ОАО НПФ «Геофизика» за помощь в проведении исследований и обсуждении результатов: к.т.н. Лаптеву В.В., |к.т.н. Прямову П.А.| , к.т.н. Труфанову В.В., к.т.н. Семенову Е.В., к.т.н. Служаеву В.Н., к.т.н. Иванову В.Я., к.т.н. Ахметсафину Р.Д., Маломожнову A.M., Чернышевой Т.А., Батыровой Д.Р., Перцеву Г.М., Исламгулову В.И., Баязитову Р.Р, Тарасову О.И., Стрелкову В.И.; руководителям и специалистам производственных геофизических предприятий за помощь в проведении скважинных испытаний разработанной аппаратуры: к.т.н. Шилову A.A., К.Т.Н. Коровину В.М., к.г.-м.н. Булгакову Р.Б. (ОАО «Башнефгегеофизика»), к.т.н. Нурегдинову Я.К., Горгуну В.А., Мухамадиеву P.C. (ОАО «Татнефтегеофизика»), а также директору ГУП «Центр метрологических исследований «Урал-Гео» к.т.н. Лобанкову В.М. за помощь в проведении модельных работ.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, сформулированы цель, задачи исследования, научная новизна, защищаемые положения и практическая ценность.

В первой главе выполнен обзор современного состояния в области контроля качества цементирования нефтегазовых скважин.

В настоящее время в большинстве нефтегазодобывающих районов России обсадные колонны цементируют двумя типовыми тампонажными материалами. Нижнюю часть скважины в интервале продуктивных пластов цементируют портландцементным раствором нормальной плотности (1,8-1,9) г/см3, а верхнюю часть - облегченным гельцементным раствором плотностью (1,5-1,6) г/см3.

Для контроля качества цементирования скважин (КЦС) используют следующие геофизические методы: термометрический, метод радиоактивных изотопов, радиометрический, акустический.

Наиболее широкое распространение для контроля КЦС в нашей стране и за рубежом получил акустический метод, основанный на возбуждении в скважине импульсов упругих колебаний и регистрации параметров головных упругих волн, распространяющихся вдоль оси скважины по обсадной колонне и горным породам.

Акустический метод контроля КЦС на головных волнах начал развиваться в нашей стране в середине 60-х годов прошлого столетия благодаря работам П.А.Прямова, Д.В.Белоконя (Волго-Уральский филиал ВНИИгеофизики), а в 70-х годах получил дальнейшее развитие в работах Д.А.Крылова, К.А.Шишина (Мангышлакнефть), О.Л.Кузнецова, И.П.Дзебаня (ВНИИЯГГ), Б.И.Кирпиченко, Ю.А.Гугорова, В.Д.Кучернюк (ВНИИГИС).

В последующие годы в совершенствование аппаратуры и методики акустической цементометрии значительный вклад внесли работы

A.Ф.Девятова, В.Г.Рафикова (ВНИИГИС), В.Х-М.Дулаева, В.В.Беспалова,

B.М.Сугака, Я.М.Леонтовича (ВНИИКРнефть), В.И.Антоненко, Е.ПЛомачева (Краснодарский филиал ВНИИморгеофизики), А.Я.Петерсона (СевКавНИИгаза), П.А.Прямова, М.Г.Гуфранова, В.М.Коровина, В.Н.Служаева (ВНИИнефтепромгеофизика).

На протяжении многих лег в период внедрения метода акустической цементомерии технология строительства нефтегазовых скважин предусматривала наличие незацементированных интервалов обсадных колонн, поэтому успешно применялись двухэлементные акустические цементомеры типа АКЦ (АКЦ-1, АКЦ-4 и др.), содержащие акустические зонды с одним излучателем и одним приемником упругих волн.

Двухэлементные акустические цементомеры типа АКЦ не имеют нормированных акустических характеристик, относятся к классу индикаторных устройств и требуют обязательного наличия в скважине заранее известных интервалов незацементированной колонны для выполнения операций калибровки аппаратуры.

Однако в последующие годы в связи с повышением требований по экологической безопасности окружающей среды обсадные колонны нефтегазовых скважин стали цементироваться от забоя до устья. Отсутствие незацементированных интервалов сделало применение двухэлементных акустических цементомеров малоэффективным.

Для повышения эффективности метода акустической цементометрии в условиях отсутствия интервалов незацементированной колонны требовалось разработать многоэлементные акустические цементомеры с несколькими излучателями и приемниками упругих волн, позволяющими перейти к количественным измерениям состояния цементирования скважин.

Для количественной оценки состояния цементирования скважин потребовалось решить следующие задачи: установить критерии количественной оценки состояния цементирования скважин; разработать

трехэлементный акустический цементомер с нормированными метрологическими характеристиками и методику его применения в различных геолого-технических условиях.

Акустические цементомеры с зондами интегрального типа определяют средние по периметру обсадной колонны характеристики цементного кольца за обсадной колонной, но не позволяют определять тип дефектов цементирования (объемный или контактный), оценивать размеры дефектов и их ориентацию в пространстве. Эта информация необходима для оценки возможности ликвидации дефектов цементирования при ремонтно-изоляционных работах в скважине.

За рубежом для детальных исследований состояния цементного кольца используют акустические цементомеры секторного (сегментного) типа со сканирующим режимом измерений, которые позволяют определять качество цементирования обсадной колонны по её периметру через (45-60)° в радиальном направлении.

Потребность в аппаратуре данного типа очевидна, поэтому разработка отечественного сканирующего многосекторного акустического цементомера для детальных исследований скважин является актуальной задачей.

Для получения наиболее полной и достоверной информации о состоянии цементирования скважин акустические цементомеры как интегрального, так и секторного типа целесообразно комплексировать с гамма-гамма цементомерами сканирующего (селективно-интегрального) типа СГДТ-СК, СГДТ-100, которые разработаны в ОАО НПФ «Геофизика» под руководством Семёнова Е.В.

Поэтому, актуальной задачей также является разработка комплексной аппаратуры, позволяющей выполнять контроль цементирования скважин одновременно акустическим и радиоактивным методом за 1 спуско-подъемную операцию, а также разработка методики комплексной интерпретации получаемых данных.

Во второй главе приведены результаты физического моделирования различных состояний цементирования скважин для типовых тампонажных материалов с целью установления для трехэлементных интегральных акустических зондов критериев количественной оценки состояния цементирования скважин, обоснованы и выбраны технические параметры трехэлементного акустического цементомера МАК-2, а также средств его метрологического обеспечения, описана разработанная методика применения МАК-2 для количественного контроля КЦС.

Моделирование различных состояний цементирования скважин выполнялось на физических моделях обсаженных скважин в масштабе 1:1.

Модель обсаженной скважины (МОС) содержала отрезок обсадной трубы заданного типового диаметра (146 мм) и толщины (8 мм), цементное кольцо заданной толщины и плотности и имитатор горной породы (ИГП).

В качестве ИГП использовались блоки из бетона или винипластовые трубы для имитации терригенных пород с низкой скоростью распространения упругих волн (УП<УК), либо блоки из мрамора для имитации

карбонатных пород с высокой скоростью распространения упругих волн (УП>УК, где Уп и V* - соответственно скорости распространения упругих волн в породе и обсадной колонне).

Исследования на моделях обсаженных скважин выполнялись с помощью зонда переменной длины на средней частоте зондирования 20 кГц как в процессе формирования цементного камня, так и при сформировавшемся цементном кольце при дефектах цементирования объемного и контактного типа для типовых тампонажных материалов (портландцемент плотностью 1,85 г/см и облегченный гельцемент плотностью 1,6 г/см3).

Одновременно с регистрацией параметров упругих волн в моделях в процессе формирования цементного кольца контролировались также прочностные характеристики образцов цементных балочек по ГОСТ 1581-96 и измерялась скорость распространения упругих волн в этих образцах при различных сроках формирования цемента.

Регистрация амплитуд упругих волн выполнялась в логарифмическом

масштабе в виде их пространственного декремента затухания </, = 20\ц—[дБ\

А

где Аа и Аь -амплитуды волн по незацементированной и зацементированной трубе. Это позволило значительно увеличить динамический диапазон регистрируемых амплитуд, нормировать параметр ^ относительно коэффициента затухания упругих волн а, и осуществлять настройку акустического цементомера (авт. свид. №724707).

Полученные экспериментальные данные позволили установить граничные значения динамических параметров (см. таблицу 1) упругих волн, распространяющихся по обсадной колонне при бездефектном цементном кольце, для различных сроков его формирования при использовании типовых тампонажных материалов.

Таблица 1

Граничные значения динамических параметров упругих волн, полученные

в моделях обсаженных скважин при различных сроках формирования __бездефектного цементного камня_

Плотность цементного камня, г/см3 Регистрируемые параметры Сроки формирования цементного камня, су1.

0 1 2 7 14 30

1,85 а*, дБ/м 3,4 24 30 35 40 44

¿0.5, дБ 1,7 16 18 20,5 22 23

¿1,0, дБ 3,4 28 33 38 42 45

¿1г5, дБ 5,1 40 48 55,5 62 67

¿2.0, дБ 6,8 52 63 71 - -

1,6 а», дБ/м 3,6 9 11 15 20 24

¿0.5, дБ 1,8 5,5 7,5 10,5 13 15

(31,о, дБ 3,6 10 13 18 23 27

¿1,5, дБ 5,4 14,5 18,5 25,5 33 39

4>.о, дБ 7,2 19 24 33 38 51

Индекс параметра (1 равен длине зонда Ь.

Показано, что состояние контакта цементного камня на границах с обсадной колонной и породой целесообразно оценивать по комплексу из 6-ти параметров упругих волн (а», с1]>0, ЛТ, Ть Т2).

На моделях установлено, что сравнение кинематических параметров Ть Т2, АТ, зарегистрированных с помощью трехэлементных акустических зондов, с параметрами, рассчитанными по предложенным эмпирическим формулам, позволяет определить их принадлежность к волнам по колонне или породе и оценить состояние контакта цементного камня на границе с колонной и породой. Для незацементированной колонны ДТ = (184 ± 2) мкс/м.

Из таблицы 1 видно, что если в незацементированной колонне параметр

¿10

-¿2- установлен равным ак, то эти параметры изменяются синхронно в

зависимости от состояния цементирования обсадной колонны, а разница между ними не превышает нескольких дБ/м. Установлено, что при хорошем контакте цементного камня с колонной и высокоскоростной породой (У„>УК) и интерференции первых вступлений упругих волн по породе и колонне указанная синхронность нарушается и выполняется следующее соотношение:

¿1.0

ак

Ь к

> ЮдБ/м.

Для количественной оценки состояния цементирования скважины предложено использовать коэффициент качества цементирования Кщ, который рассчитывается по следующей формуле:

К = а, ~ а.о

где а* - измеренное значение коэффициента затухания амплитуды упругих волн; ак>=3,5 дБ/м - значение коэффициента затухания в незацементированной обсадной колонне; а? - граничное значение а* при заданном сроке формирования цементного камня (выбирается из табл. 1).

Коэффициент качества цементирования Ккц изменяется от 0 (при дефектах цементирования максимальных размеров) до 1 (при бездефектном качестве цементирования).

На рис. 1 приведены графики зависимости динамических параметров упругих волн по обсадной трубе от размеров дефектов цементирования объемного (вертикальные каналы) и контактного (микрозазоры на границе с колонной) типа при 2-х суточном сроке формирования портландцементного камня.

Приведенные графики позволяют определить размеры дефектов цементирования различного типа с помощью количественного параметра а*.

Рис.1. Графики зависимости параметров а*, с^о, ¿1,5 от раскрытости

микрозазора между трубой и цементным кольцом (-) и а» от раскрытое™

вертикального канала (---).

Результаты модельных исследований позволили обосновать технические параметры трёхэлементного акустического цементомера МАК-2, необходимые для количественного контроля состояния цементирования скважин, обсаженных колоннами с внешним диаметром от 127 до 324 мм (от 4" до 12").

Согласно требованиям руководящих документов по креплению нефтегазовых скважин и ГОСТ 1581-96 контроль КЦС должен выполняться через (1-2) суток после окончания цементирования обсадной колонны. Поэтому, пользуясь табл. 1, для аппаратуры МАК-2 был установлен диапазон изменений коэффициента затухания а* от 3 до 30 дБ/м (для портландцемента нормальной плотности) с поддиапазоном от 3 до 15 дБ/м (для облегчённого гельцемента).

Для измерений коэффициента качества цементирования скважин с одинаковой приведённой погрешностью (не более ±10%) для обоих типов тампонажных материалов для аппаратуры МАК-2 в диапазоне измерений а* от 3 до 15 дБ/м установлен предел допускаемой абсолютной погрешности ±1,5 дБ/м, а в диапазоне от 15 до 30 дБ/м - предел допускаемой погрешности ±3,0 дБ/м. . * - - - —

Модельные работы показали, что для применяемых зондов достижимое

соотношение максимального уровня полезных сигналов над уровнем

акустических и электронных помех составляет 66 дБ, а минимальный

уровень полезных сигналов должен превышать уровень помех на 20 дБ.

Поэтому максимально допустимая длина дальнего зонда аппаратуры МАК-2

была найдена из соотношения:

т 66-20

L. S-= 1,53м,

"о"

где «4=30 дБ/м. Для работы МАК-2 в колоннах до 12" длина ближнего зонда аппаратуры, согласно выполненным расчётам, должна превышать 0,86м.

Исходя из вышеизложенного выбраны оптимальные размеры ближнего L6 = 1 ми дальнего Ьд = 1,5 м зонда аппаратуры МАК-2, которые обеспечивают измерение динамических и кинематических параметров упругих волн в требуемом диапазоне.

Данные размеры зонда позволяют также использовать аппаратуру МАК-2 для исследований необсаженных скважин диаметром от 100 до 400 мм.

Для обеспечения требуемого соотношения уровня полезных сигналов к уровню электронных помех (66 дБ) в аппаратуре МАК-2 реализованы оригинальные технические решения, защищенные авторскими свидетельствами (№724707, 786830) и патентом (№1651258) на изобретения.

Для метрологического обеспечения аппаратуры МАК-2 разработаны установки УПАК-1 и УПАК-2, позволяющие выполнять калибровку аппаратуры, а также осуществлять проверку идентичности приёмно-передающих трактов зонда с использованием контрольного электроакустического преобразователя, установленного на наружной поверхности образцовой трубы (авт. свид. №№ 1018075, 1278746).

На установке УПАК-2, работающей при избыточном гидростатическом давлении до 10 МПа, показано, что акустические преобразователи закрытого типа, разработанные для аппаратуры МАК-2, при изменении давления значительно стабильнее по сравнению с преобразователями открытого типа, используемыми в ранее применяемых цементомерах (АКЦ-4, УЗБА-21А и т.п.).

Разработанная методика применения МАК-2 по сравнению с ранее применяемой методикой для двухэлементных акустических цементомеров имеет следующие преимущества:

- оценка состояния цементирования скважины выполняется на количественном уровне за счёт измерений параметров a*, AT и К^ с нормированными погрешностями;

устранена неоднозначность заключений в интервалах высокоскоростных горных пород (при V^V,) за счёт использования новых критериев по 6 регистрируемым параметрам (ак, dlK, chk, AT, Ti, T2);

устранена необходимость поиска в скважине интервала незацементированной колонны за счёт возможности настройки аппаратуры путём нормирования параметра (11к относительно ак;

- предложенные количественные критерии позволили разработать программное обеспечение автоматизированной интерпретации получаемых данных, которое значительно повысило производительность интерпретационных работ и уменьшило вероятность субъективных ошибок интерпретатора.

На рис. 2 приведён пример результатов автоматизированной интерпретации данных МАК-2 в интервале терригенных и карбонатных пород.

Рис. 2. Пример автоматизированной интерпретации данных МАК-2

в интервале терригенных и карбонатных пород

Данный пример показывает, что во всём диапазоне скоростей упругих волн в горных породах и динамическом диапазоне регистрации амплитуд до 66 дБ, разработанное программно-методическое обеспечение позволяет выполнять интерпретацию получаемых данных.

Третья глава посвящена разработке аппаратуры и методики акустического контроля цементирования скважин на основе многоэлементных зондов секторного типа, возможности которых изучены на моделях обсаженных скважин.

В результате моделирования обоснованы конструкция и размеры 8-секторного акустического зонда, определён требуемый диапазон регистрации динамических и кинематических параметров упругих волн, установлены зависимости между регистрируемыми параметрами и состоянием цементирования скважин, определена разрешающая способность зонда к дефектам цементирования различного типа.

В качестве излучателей и приемников 8-секторного зонда опробованы различные варианты пьезокерамических элементов (цилиндров, пластин, дисков), выпускаемых отечественной промышленностью, при их работе на частотах 20 и 100 кГц. Установлено, что наилучшим соотношением уровня полезных сигналов к уровню помех и наибольшей разрешающей способностью к дефектам в цементном кольце обладает зонд диаметром 100 мм, работающий на частоте 100 кГц, при излучателях из материала ЦТСНВ в форме цилиндра с внешним диаметром 18,5 мм и приёмниках из этого же материала в форме пластины с размерами 29,5x15мм, размещённых к оси зонда под критическим углом образования головной волны, распространяющейся по обсадной колонне.

В моделях обсаженной скважины установлено, что коэффициент затухания головных упругих волн на частоте 100 кГц изменяется от значения 16,6 дБ/м в незацементированной трубе до значений 35,1 дБ/м и 44,2 дБ/м соответственно в незацементированном и зацементированном секторах модели с вертикальным каналом 45° в цементном камне.

На рис. 3 приведена диаграмма распределения амплитуд упругих волн, зарегистрированных 8-секторным зондом при длинах зонда = 0,5 м и Ь2 = 0,75 м в модели с вертикальным каналом раскрытостью 45° в цементном кольце.

Ряд1 Ряд2

Рис.3. Диаграмма распределения амплитуд упругих волн, зарегистрированных 8-секторным акустическим зондом в модели обсаженной скважины с вертикальным каналом 45° в цементном камне (1 - 8) - номер сектора зонда (ряд 1 - Ь = 0,5 м, ряд 2 - Ь = 0,75 м).

Показано, что амплитудные параметры упругих волн в каждом секторе зонда целесообразно регистрировать в виде пространственного декремента затухания амплитуды которых аналогичен параметру ^ для

интегрального акустического цементомера.

Установлено, что отношение максимального уровня полезных сигналов к уровню электронных и акустических помех составляет 40 дБ, поэтому для измерений амплитуды полезных сигналов в каждом секторе зонда с допустимой погрешностью ±10% необходимо, чтобы длина зонда не превышала 0,5 м.

На основе результатов модельных исследований обоснованы технические параметры модуля сканирующего 8-секторного акустического цементомера МАК-СК, предназначенного для работы в комплексе с модулями сканирующего 8-секторного гамма-гамма цементомера СГДТ-100 и интегрального акустического цементомера МАК-9, входящими в состав аппаратурно-методического комплекса АМК-2000.

Наличие в составе этого комплекса модуля МАК-9, который по структуре зонда и основным техническим параметрам является аналогом аппаратуры МАК-2, позволяет использовать количественные параметры а, и ДТ интегрального цементомера при обработке и интерпретации данных МАК-СК. Поэтому для модуля МАК-СК выбрана однозондовая система измерений, состоящая из 8-ми пар «излучатель-приёмник», работающих при фиксированной длине зонда Ь в сканирующем режиме с «привязкой»

показаний каждой пары к апсидальной плоскости скважины с помощью датчика их ориентации.

Длина зонда Ь выбиралась расчётным путём таким образом, чтобы исключить интерференцию первого периода колебаний упругих волн с волнами, распространяющимися по высокоскоростным породам. При типовых скважинных условиях и Уп < 7000 м/с длина зонда Ь должна быть не больше 0,42 м. Исходя из этого зонд МАК-СК выполнен по следующей формуле И(1-8) 0,4 П(1-8).

Разработанный экспериментальный образец модуля МАК-СК имеет следующие основные технические характеристики:

- средняя рабочая частота зонда 100 кГц

- диапазон регистрации амплитуды упругих волн 40 дБ

- диапазон регистрации времени распространения

упругих волн (100-500) мкс

- диапазон измерений установочного угла между 1

сектором зонда и апсидальной плоскостью скважины (3-360)°

- нелинейность каналов регистрации амплитуд не более 5%

- нелинейность каналов регистрации времен не более 3%

- пределы допускаемой основной погрешности при

измерении установочного угла ±3°

- диапазон регулировки программно-устанавливаемого

коэффициента усиления приемного тракта 24 дБ

- диапазон рабочих температур (5-120)°С

- максимальное гидростатическое давление 80 МПа

- габаритные размеры модуля:

длина 3,5 м

диаметр 100 мм

Калибровку модуля МАК-СК предложено выполнять в образцовой трубе установки УПАК-2 при гидростатическом давлении 10 МПа. При этом осуществляют стандартизацию параметров 8-ми приёмо-передающих трактов акустического зонда с допуском ±5%, а среднее значение декремента затухания амплитуды упругих волн устанавливают равным 3,5 дБ (аналогично калибровке интегрального цементомера МАК-2).

Методика применения МАК-СК для контроля КЦС разработана на 1

основе опытно-методических работ, выполненных на контрольных скважинах и аттестованных моделях обсаженных скважин МОС-1 - МОС-7, изготовленных в ГУЛ «Центр метрологических исследований «Урап-Гео». :

На основе результатов модельных работ установлены границы значений декрементов затухания амплитуды упругих волн, используемые для построения цветовой карты состояния контакта (сцепления) цементного камня с обсадной колонной. Показано, что для выбранной цветовой палитры на карте сцепления чётко выделяются вертикальные каналы в

цементном кольце раекрытостью более 15° и микрозазоры между цементным камнем и колонной раекрытостью от 0 до 60 мкм.

Установлена зависимость между средним значением Бср декремента затухания, регистрируемым МАК-СК, и декрементом затухания регистрируемым ближним зондом МАК-2, которая подчиняется следующему соотношению:

Оср = 2,1 + 0,4ё!к.

Эта зависимость позволяет выполнять «привязку» показаний МАК-СК к показаниям аппаратуры МАК-2 (МАК-9) при отсутствии в скважине интервалов незацементированной колонны.

Коэффициент качества цементирования скважины по данным МАК-СК предложено рассчитывать по следующей формуле:

А_-3,5

К.„ =-

где О^ и

средние значения декремента затухания амплитуды в исследуемой скважине и в модели обсаженной скважины при бездефектном цементном кольце.

Разработанное программное обеспечение обработки данных МАК-СК позволяет формировать планшет с результатами интерпретации, форма которого приведена на рис. 4.

I *КВг I I «ЦП I 123) 1023) 11Ш1>

Рис. 4. Форма планшета, формируемого при обработке данных модуля МАК-СК

Испытания модуля МАК-СК в производственных скважинах показали его высокую эффективность при детальных исследования скважин с целью

определения состояния цементирования обсадной колонны по её периметру, выделения дефектов цементирования малых размеров (каналов раскрытостью от 15°, разрывов сплошности и каверн протяжённостью менее 0,4 м и т.п.), оценки размеров дефектов и их пространственной ориентации относительно апсидальной плоскости скважины.

В четвёртой главе приведены результаты внедрения разработанной аппаратуры и методики её применения для контроля качества цементирования нефтегазовых скважин.

Аппаратура МАК-2 серийно выпускается ОАО НПФ «Геофизика» с 1992г. Методика её применения регламентирована в отраслевом руководящем документе «Методическое руководство по компьютерной технологии контроля технического состояния и качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин», утверждённом Управлением геологоразведочных и геофизических работ Минтопэнерго РФ в 1997 г.

На основе аппаратуры МАК-2 под руководством автора разработан и серийно выпускается параметрический ряд аппаратуры серии МАК (МАК-3, МАК-4, МАК-6, МАК-7, МАК-9, МАК-42), который применяется для исследований как обсаженных, так и не обсаженных скважин в различных геолого-технических условиях.

Объём серийно выпущенной аппаратуры МАК-2 составляет более 700 приборов, а её различных модификаций - более 100 приборов. Аппаратура серии МАК нашла широкое применение во многих геофизических предприятиях России, а также внедрена в некоторых странах ближнего (Беларусь, Казахстан, Узбекистан) и дальнего зарубежья (Китай).

Установки УПАК-1 и УПАК-2, предназначенные для калибровки аппаратуры серии МАК, изготовлены в ОАО НПФ «Геофизика» в количестве 45 штук и поставлены отечественным геофизическим предприятиям, а также в Германию, Венгрию и Китай.

Программно-методическое обеспечение интерпретации данных, получаемых приборами серии МАК при контроле КЦС, внедрено в объеме более 70 комплектов.

Экспериментальный образец сканирующего акустического цементомера МАК-СК прошёл испытания в скважинах Башкирии, Та1арии и Пермской области и показал высокую эффективность при детальных исследованиях качества цементирования обсадных колонн.

В 2000 году в ОАО НПФ «Геофизика» под руководством автора разработан цифровой программно-управляемый аппаратурно-методический комплекс АМК-2000, предназначенный для контроля технического состояния и качества цементирования нефтегазовых скважин комплексом методов акустической и радиоактивной цементомерии, термометрии, акустической шумометрии, электромагнитной локации муфт обсадной колонны за 1-2 спуско-подъемные операции.

Комплекс АМК-2000 выпускается серийно ОАО НПФ «Геофизика» начиная с 2002 г. и состоит из 5-ти скважинных модулей, которые могут эксплуатироваться как отдельно, так и в составе комплексной сборки

модулей. К настоящему времени выпущено 17 комплексов и его отдельных модулей, которые внедрены геофизическими предприятиями Башкирии, Татарии, Пермской, Оренбургской и Тюменской области, а также Белоруссии и Казахстана.

Под руководством автора разработана методика комплексной интерпретации данных, получаемых модулями сканирующего гамма-гамма дефектомера-толщиномера СГДТ-100 и акустического трёхэлементного интегрального цементомера МАК-9, входящими в состав комплекса АМК-2000.

В результате комплексной интерпретации данных СГДТ-100 и МАК-9 в исследуемой скважине определяют интервалы с бездефектным состоянием цементирования, выделяют интервалы с дефектами цементирования объёмного, контактного и смешанного типа, оценивают размеры дефектов и их пространственную ориентацию относительно апсидальной плоскости скважины.

Программное обеспечение «АМК-2000-БАШГИС», разработанное на основе предложенных критериев интерпретации, позволяет выдавать в автоматизированном режиме комплексные заключения о состоянии цементирования скважины. Размеры дефектов цементирования количественно определяют по данным МАК-9 с помощью коэффициента Кщ и графиков зависимости ак от размеров дефектов (рис. 1).

На рис. 5 показан пример результатов комплексной интерпретации данных СГДТ-100 и МАК-9.

Палитра отображении?! характеристик цементного кольца при комплексной интерпретации

Бездефектное портландцементное кольцо___ ^__^

Бездефектное портланцементное кольцо эксцентричное

Бездефектное портландцементное кольцо при неопределенном контакте с породой_

Портландцементное кольцо с зазором на границе с колонной < во мкм Пдртла^шцемеднде кольцо при отсутствии контакта с колонной Портландцементное кольцо с объемным дефектом < 45 град Портла>щц«^~гг^с со смешанным (контактно-объемным) дефектом Портландцементное кольцо с объемным дефектом раскрытостью > 45 град

Отсутствие цементного камня_'_

Цветовые палитры отображения рамергок толщины стеши колонны, плотности цемента и состояния контакта

Рис. 5. Пример выделения дефектов цементирования контактного и контактно-объемного типа при комплексной интерпретации данных СГДТ-100 и МАК-9 (скв.23715 Абдрахмановской площади)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенный научный анализ состояния развития аппаратуры и методики контроля качества цементирования скважин, теоретические расчеты, экспериментальные исследования на моделях обсаженных скважин и опытно-методические работы на скважинах позволили автору получить следующие результаты:

1. Обоснованы технические параметры трехэлементного акустического цементомера интегрального типа, разработана и серийно выпускается

аппаратура МАК-2 и её программно-методическое обеспечение, позволяющие на количественном уровне определять состояние цементирования скважин в различных геолого-технических условиях.

2. Обоснованы технические параметры 8-секторного акустического цементомера сканирующего типа, разработан модуль МАК-СК и его программно-методическое обеспечение, позволяющие определять состояние цементирования скважины по периметру обсадной колонны, определять размеры дефектов цементирования и их пространственную ориентацию относительно апсидальной плоскости скважины.

3. Разработан и серийно-выпускается программно-управляемый аппаратурно-методический комплекс АМК-2000, позволяющий выполнять контроль технического состояния и качества цементирования скважин комплексом методов акустического, радиоактивного каротажа, термометрии, электромагнитной локации муфт обсадной колонны и акустической шумометрии за 1-2 спуско-подъемные операции.

4. Разработана методика комплексной интерпретации данных интегральной акустической и селективно-интегральной гамма-гамма цементометрии, позволяющая выполнять идентификацию типа дефектов цементирования, определение размеров дефектов и их пространственной ориентации относительно апсидальной плоскости скважины.

Основные публикации по теме

1. Прямое П.А., Сулейманов М.А., Чернышева Т.А. Стационарная поверочная установка для аппаратуры акустического каротажа УПАК-1// В кн.: Техника и технология геофизических исследований нефтяных скважин.-Уфа,-1979. Вып. 9,- С. 65-71,- (Тр. ВНИИнефтепромгеофизики).

2. A.c. 724707 СССР, М. Кл.2 Е21В47/00 Способ настройки акустических цементомеров/ П.А.Прямов, М.А.Сулейманов, В.Н.Служаев и др.// Бюл. Открытия. Изобретения. - 1980. - № 12.

3. A.c. 786830 СССР, М.кл.3, H04R15/00, G01V1/40. Приемник скважинный акустический / А.Ф. Морозович , А.И. Старков , П.А Прямов , М.А. Сулейманов // Не подлежит опубликованию в открытой печати, приоритет от 03.05.1979 г.

4. A.c. 890849 СССР, М. Кл.3, G01V1/40. Скважинный акустический приемник / А.Ф. Морозович, А. И. Старков, П. А. Прямов, М.А. Сулейманов // Не подлежит опубликованию в открытой печати, приоритет от 07.05.1980 г.

5. Прямов П.А., Сулейманов М.А., Чернышева Т.А. Установка УПАП-1 для подбора и отбраковки акустических преобразователей// В кн.: Повышение качества геофизических измерений.- Уфа, 1981.- Вып. 11- С .4451.- (Тр. ВНИИнефтепромгеофизики).

6. A.c. 894646 СССР, М.Кл.3 G01V1/40 Поверочно-калибровочное устройство аппаратуры акустического каротажа/ М.А.Сулейманов, П.А.Прямов, Т.А.Чернышева и др.// Бюл. Открытия. Изобретения.-1981.-№ 48.

7. A.c. 1018075 SU G01V1/40 Поверочное устройство для аппаратуры акустического каротажа/ М.А.Сулейманов, В.М.Лобанков, П.А.Прямов и др.// Бюл. Открытия. Изобретения. - 1983. - № 18.

8. A.c. 1278746 AI SU G01V1/40 Способ поверки аппаратуры акустического каротажа/ М.А.Сулейманов, Т.А.Чернышева, П.А.Прямов//Бюл. Открытия. Изобретения. - 1986. - № 47.

9. Сулейманов М.А., Прямов П.А., Чернышева Т.А. Метрологические аспекты акустических методов контроля цементирования нефтяных и газовых скважин// В кн.: Методы ГИС в поисковых и разведочных скважинах. -Уфа, 1986.- Вып. 16,- С.60-75.- (Тр. ВНИИнефтепром-геофизики).

10. Сулейманов М.А., Чернышева Т.А. Маломожнов А.М., Перцев Г.М. Технико-методические возможности аппаратуры акустического каротажа МАК-2 для контроля качества цементирования скважин // В кн.: Геофизические исследования в нефтяных скважинах. - Уфа, 1990. — Вып. 20.-С. 109-122,- (Тр. ВНИИнефтепромгеофизики).

11. Патент 1651258 A1SU, G01V1/40. Скважинный прибор акустического каротажа /М.А. Сулейманов, О.И. Тарасов// Бюл.Открытия.Изобретения.-1191.-№ 19.

12. Сулейманов М.А., Чернышева Т.А., Клявин P.M. Количественная оценка состояния цементирования скважин аппаратурой МАК-2// В кн.: Технология строительства и эксплуатации нефтяных скважин.- Уфа, 1992,-Вып. 86,- С. 159-171,- (Тр. БашНИПИнефть).

13. Методическое руководство по компьютерной технологии контроля технического состояния и качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин. М.А. Сулейманов, В.Н. Служаев , Е.В. Семенов и др. -Уфа: ВНИИнефтепромгеофизика, 1997.- 176с.

14. Сулейманов М.А. Новые разработки ВНИИнефтепромгеофизики в области акустических методов исследований нефтегазовых скважин// НТВ Каротажник.- Тверь: ГЕРС, 1998,- Вып.47.- С.67-73.

15. Сулейманов М.А., Чернышева Т.А., Батырова Д.Р. О методике акустического контроля качества цементирования скважин с применением трехэлементных зондов. //Научно-технический журнал ЕАГО «Геофизика», специальный выпуск к 30-летию АО НПФ «Геофизика»» - Тверь: Изд. ГЕРС, 2000,- С. 39-44.

16. Сулейманов М.А., Семенов Е.В., Стрелков В.И. и др. Перспективы развития акустических и радиоактивных методов исследований бурящихся нефтыазовых скважин // Научно-технический журнал ЕАГО «Геофизика», специальный выпуск к 30-летию АО НПФ «Геофизика» - Тверь: Изд. ГЕРС, 2000.- С. 25-32.

17. Лаптев В.В., Сулейманов М.А., Семенов Е.В. и др. Программно-управляемый аппаратурно-методический комплекс АМК-2000 для контроля технического состояния и качества цементирования скважин// НТВ Каротажник,- 2001.- Вып. 86.- С. 79-85.

18. Сулейманов М.А., Семенов Е.В., Иванов В.Я. и др. Комплекс АМК-2000 для контроля технического состояния и качества цементирования скважин // НТВ Каротажник,- 2003,- Вып. 111-112.- С. 39-51.

19. Сулейманов М.А., Семенов Е.В. Новая программно-управляемая аппаратура для контроля технического состояния и качества цементирования скважин. Тезисы докладов научного симпозиума «Высокие технологии в промысловой геофизике», (19-20) мая 2004,- Уфа:- ОАО НПФ «Геофизика»,

2004,- С. 9-12.

20. Сулейманов М.А., Исламгулов В.И., Чернышева Т.А. и др. Технико-методические возможности модуля сканирующего акустического цементомера МАК-СК. Тезисы докладов IV научного симпозиума «Геоинформационные технологии в нефтепромысловом сервисе», (25-26) мая

2005.- Уфа: ОАО НПФ «Геофизика».- С. 43-47.

£20 4 85

РНБ Русский фонд

2006-4 22930

Отп. в тип. «Информреклама», 450078, РБ, г. Уфа, ул. Ветошникова, 97. Тел. (3472) 533-777. Тир. 100. Зак. 361-И. E-mail: informreklama@ufanet.ru.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Сулейманов, Марат Агзамович

Введение.

1 Контроль качества цементирования нефтегазовых скважин -современное состояние. ф 1.1 Особенности цементирования нефтегазовых скважин

1.2 Основные задачи, решаемые при контроле качества цементирования скважин (КЦС)

1.3 Анализ возможностей существующих методов контроля КЦС.

1.4 Ограничения применяемой аппаратуры и методики акустического контроля цементирования скважин (АКЦС) на головных волнах.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка аппаратуры и методики контроля качества цементирования нефтегазовых скважин на основе многоэлементных акустических зондов"

Актуальность работы. Контроль качества цементирования обсадных колонн в нефтегазовых скважинах является одним из важнейших видов геофизических исследований, выполняемых промыслово-геофизическими предприятиями страны при строительстве и эксплуатации скважин.

Контроль качества цементирования скважин (КЦС) заключается в исследовании состояния цементного кольца в заколонном пространстве скважины с целью определения степени изоляции продуктивных и водоносных пластов друг от друга и остальной части геологического разреза скважины.

В настоящее время одним из основных геофизических методов контроля КЦС является акустический метод, основанный на возбуждении в скважине импульсов упругих колебаний и регистрации головных волн, распространяющихся вдоль оси скважины по обсадной колонне и горным породам.

Акустический метод контроля КЦС начал развиваться в нашей стране в середине 60-х годов прошлого столетия благодаря работам П.АЛрямова, Д.В.Белоконя (Волго-Уральский филиал ВНИИгеофизики), а в 70-х годах получил дальнейшее развитие в работах Д.А.Крылова, К.А.Шишина (Мангышлакнефть), О.Л.Кузнецова, И.П.Дзебаня (ВНИИЯГГ), Б.И.Кирпиченко, Ю.А.Гуторова, В.Д.Кучернюк (ВНИИГИС).

В последующие годы в совершенствование аппаратуры и методики акустической цементометрии значительный вклад внесли работы

A.Ф.Девятова, В.Г.Рафикова (ВНИИГИС), В.Х-М.Дулаева, В.В.Беспалова,

B.М.Сугака, Я.М.Леонтовича (ВНИИКРнефть), В.И.Антоненко, Е.ПЛомачева (Краснодарский филиал ВНИИморгеофизики), А.Я.Петерсона (СевКавНИИгаза), П.А.Прямова, М.Г.Гуфранова, А.М.Маломожнова, В.М.Коровина, В.Н.Служаева (ВНИИнефтепромгеофизика).

В результате этих работ метод акустической цементометрии получил в нашей стране широкое применение и стал обязательным видом геофизических исследований во всех нефтегазоносных провинциях страны.

В 1978 году было разработано и рекомендовано к использованию тремя министерствами СССР «Руководство по применению акустических и радиометрических методов контроля качества цементирования нефтяных и газовых скважин», в котором был обобщен опыт внедрения серийно-выпускаемых акустических цементомеров типа АКЦ (АКЦ-1, АКЦ-4 и др.), содержащих двухэлементные акустические зонды (с одним излучателем и одним приемником упругих волн).

Двухэлементные акустические цементомеры типа АКЦ не имеют нормированных метрологических характеристик, относятся к классу индикаторных устройств и требуют обязательного наличия в скважине заранее известных интервалов незацементированной колонны для выполнения операций калибровки аппаратуры.

На протяжении многих лет в период внедрения метода акустической цементомерии технология строительства нефтегазовых скважин предусматривала наличие незацементированных интервалов обсадных колонн, поэтому двухэлементные акустические цементомеры успешно применялись.

Однако, в последующие годы в связи с повышением требований по экологической безопасности окружающей среды обсадные колонны нефтегазовых скважин стали цементировать от забоя до устья. Отсутствие незацементированных интервалов обсадной колонны сделало применение двухэлементных акустических цементомеров малоэффективным.

Для повышения эффективности метода акустической цементометрии в условиях отсутствия интервалов незацементированной колонны стали применять многоэлементные акустические приборы с несколькими излучателями и приемниками упругих волн, позволяющими измерять интервальное время распространения и коэффициент затухания упругих волн на базе акустического зонда между одноименными акустическими преобразователями. Многоэлементные акустические приборы относятся к классу средств измерений, так как они позволяют перейти к количественной оценке состояния цементирования скважин.

С начала 80-х годов для акустического контроля цементирования скважин в нашей стране стали применяться трехэлементные акустические приборы зарубежного (УЗБА-21) и отечественного производства (АК-1, АК1-841, АКВ-1, АКШ, СПАК-6, АКЦ-НВ-48 и др.), предназначенные для исследований как обсаженных, так и необсаженных скважин.

Трехэлементные акустические зонды указанной аппаратуры имеют структуру ИгЗИ^П или ИЬП^Пг, где Б - база зонда (расстояние между одноименными акустическими преобразователями), Ь - длина зонда (расстояние между ближним излучателем И и приемником П).

Упомянутая аппаратура различалась между собой размерами базы зонда (от 0,2 до 0,85 м), длиной зонда (от 0,7 до 1,75 м), рабочей частотой излучателей (от 10 до 40 кГц) и имела различные показания в одних и тех же условиях цементирования скважин. Оценка качества цементирования скважин на количественном уровне сдерживалась из-за отсутствия методики применения трехэлементной акустической аппаратуры для количественного контроля цементирования скважин.

Для разработки данной методики требовалось решить следующие задачи:

• установить количественные критерии оценки состояния цементирования скважин для типовых тампонажных материалов;

• обосновать оптимальные параметры трехэлементной аппаратуры и требования по её метрологическому обеспечению;

• разработать технологию скважинных измерений и методику интерпретации данных, получаемых в различных геолого-технических условиях.

Акустические цементомеры с трехэлементными зондами интегрального типа позволяют определять средние по периметру обсадной колонны характеристики цементного кольца за обсадной колонной, поэтому они используются для общих (массовых) исследований обсадных колонн по всему стволу с целью определения интервалов с бездефектным цементным кольцом и выделения интервалов с дефектами цементирования.

Акустические цементомеры интегрального типа не позволяют определять тип дефектов цементирования (объемный или контактный), оценивать размеры дефектов и их ориентацию в пространстве. Эта информация необходима для оценки возможности ликвидации дефектов цементирования при ремонтно-изоляционных работах в скважине. Поэтому в интервалах с дефектами цементирования выполняют дополнительные детальные исследования с применением различных геофизических методов.

За рубежом для детальных исследований состояния цементного кольца используют акустические цементомеры секторного (сегментного) типа со сканирующим режимом измерений, которые позволяют определять качество цементирования обсадной колонны по её периметру через (45-60)° в радиальном направлении.

Эти цементомеры имеют многоэлементные акустические зонды и работают на головных упругих волнах на частотах до 100 кГц. Наиболее известны следующие варианты приборов данного типа.

Прибор SBT (Segmented Bond Tool) фирмы Western Atlas International содержит шесть пар излучателей и приемников на прижимных башмаках и обеспечивает определение качества цементирования обсадной колонны по её периметру в 6 сегментах через 60° в радиальном направлении.

Прибор SBT (Sector Bond Tool) фирмы Computalog имеет акустический зонд, который содержит 8 излучателей и 8 приемников, размещенных попарно в радиальном направлении через 45°, что позволяет выполнять контроль качества цементирования обсадной колонны в 8-ми секторах обсадной колонны через 45° по её периметру.

По сравнению с акустическими цементомерами интегрального типа указанные секторные (сегментные) приборы имеют значительно более высокую разрешающую способность к дефектам цементирования, позволяют оценивать их размеры и пространственную ориентацию относительно апсидальной плоскости скважины.

Отечественная аппаратура данного типа пока не разработана, хотя потребность в ней очевидна.

Наиболее перспективно использование акустических цементомеров секторного типа в комплексе с гамма-гамма цементомерами типа СГДТ, которые позволяют выполнять контроль КЦС как в интегральном, так и в селективном (секторном) режимах.

Поэтому создание отечественного акустического цементомера секторного типа и технологии его применения в комплексе с селективными гамма-гамма цементомерами является актуальной задачей. Цель работы. Разработка аппаратуры и методики акустической цементометрии на основе многоэлементных зондов интегрального и секторного типа и повышение эффективности комплекса геофизических методов контроля качества цементирования нефтегазовых скважин.

Основные задачи исследований:

• изучение на физических моделях обсаженных скважин количественных связей между состоянием цементирования скважин и регистрируемыми характеристиками упругих волн для трехэлементных акустических зондов интегрального типа различных типоразмеров;

• обоснование выбора оптимальных технических параметров трехэлементного интегрального акустического цементомера и методики его применения для количественной оценки состояния цементирования скважин;

• изучение возможностей акустических зондов секторного типа по определению качества цементирования скважин по периметру обсадной колонны;

• разработка сканирующего акустического цементомера секторного типа и методики его применения для определения дефектов цементирования, оценки их размеров и пространственной ориентации в скважине;

• разработка аппаратурного комплекса и методики комплексной интерпретации данных, получаемых акустическими цементомерами интегрального и секторного типа и селективно-интегральными гамма-гамма цементомерами.

Методика исследований. Анализ и обобщение возможностей существующей аппаратуры и методики контроля качества цементирования скважин, теоретические расчеты и экспериментальные исследования на моделях обсаженных скважин, проведение опытно-методических работ на скважинах, обобщение и анализ полученных скважинных материалов, опробация разработанной аппаратуры и методики в производственных условиях и оценка эффективности найденных решений путем сопоставления с данными других геофизических методов. Научная новизна работы состоит в следующем:

• экспериментально установлены критерии количественной оценки состояния цементирования скважин для типовых тампонажных материалов, основанные на измерении упругих волн, регистрируемых трехэлементным интегральным акустическим зондом на средней частоте зондирования 20 кГц;

• обоснованы оптимальные технические параметры трехэлементного интегрального акустического цементомера, необходимые для количественного контроля состояния цементирования скважин в различных геолого-технических условиях;

• предложены методика и средства калибровки трехэлементного акустического цементомера, обеспечивающие одновременно с контролем метрологических характеристик аппаратуры контроль идентичности параметров приемно-передающих трактов зонда;

• экспериментально установлены зависимости параметров головных упругих волн, регистрируемых 8-секторным акустическим зондом на средней частоте зондирования 100 кГц, от состояния цементирования обсадной колонны по её периметру и от размеров дефектов цементирования различного типа, и разработаны критерии интерпретации получаемых данных;

• показана возможность определения типа и размеров дефектов цементирования скважин на основе акустического цементомера интегрального и секторного типа и селективно-интегрального гамма-гамма цементомера.

Защищаемые положения:

• трехэлементный интегральный акустический цементомер, средства его метрологического обеспечения и методика применения для количественного определения состояния цементирования скважин;

• 8-секторный сканирующий акустический цементомер и методика его применения для определения дефектов цементирования по периметру обсадной колонны, оценки их размеров и пространственной ориентации относительно апсидальной плоскости скважины;

• аппаратурный комплекс и методика комплексной интерпретации данных, получаемых акустическими цементомерами интегрального и секторного типа и селективно-интегральными гамма-гамма цементомерами. Практическая ценность работы. На основе результатов проведенных исследований разработаны:

• трехэлементная интегральная акустическая аппаратура МАК-2 и её модификации, предназначенные для общих (массовых) исследований скважин с целью количественного определения состояния их цементирования;

• отраслевой документ «Методическое руководство по компьютерной технологии контроля технического состояния и качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин», предназначенный для практического применения геофизическими предприятиями России»;

• программно-управляемый 8-секторный сканирующий акустический цементомер МАК-СК, предназначенный для контроля качества цементирования обсадной колонный по её периметру в интервале детальных исследований;

• программно-управляемый аппаратурно-методический комплекс АМК-2000, предназначенный для контроля качества цементирования скважин акустическим, радиометрическим и термометрическими методами;

• программное обеспечение автоматической интерпретации данных, получаемых аппаратурой МАК-2, МАК-СК и АМК-2000.

Разработанная аппаратура и её программно-методическое обеспечение позволили значительно повысить эффективность геофизического контроля цементирования нефтегазовых скважин.

Внедрение результатов работы. Разработанная аппаратура МАК-2 выпускается серийно начиная с 1992 г. сначала Уфимским производственным объединением «Геофизприбор», а в настоящее время заводом скважинной геофизической аппаратуры ОАО НПФ «Геофизика». Объем выпущенной аппаратуры МАК-2 и её различных модификаций составляет более 800 приборов, которые широко используются в большинстве производственных геофизических предприятиях России, а также в некоторых странах ближнего (Белоруссия, Казахстан, Узбекистан) и дальнего зарубежья (Китай).

Всем геофизическим предприятиям, применяющим аппаратуру МАК-2, передан документ «Методическое руководство по компьютерной технологии контроля технического состояния и качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин», утвержденный Управлением геологоразведочных и геофизических работ Минтопэнерго Российской Федерации. В этом документе регламентирована технология скважинных исследований аппаратурой МАК-2 и методика интерпретации данных, получаемых в различных геолого-технических условиях.

Программно-управляемый аппаратурно-методический комплекс АМК-2000 выпускается ОАО НПФ «Геофизика» по заказам геофизических предприятий начиная с 2002 г. и в настоящее время успешно эксплуатируется в производственных объединениях «Башнефтегеофизика»,

Татнефтегеофизика», «Пермнефтегеофизика», «Оренбурггеофизика», а также в Белоруссии и Казахстане.

Экспериментальный образец программно-управляемого сканирующего 8-секторного акустического цементомера МАК-СК, который был разработан как дополнительный модуль для комплекса АМК-2000, прошел испытания на производственных скважинах Башкирии, Татарии и Пермской области. По результатам скважинных испытаний составлено техническое задание на опытно-конструкторские работы для подготовки серийного производства цементомера МАК-СК.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на Всесоюзном семинаре «Геоакустические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых» (Москва, 1985 г.), на научно-практическом семинаре «Новые сейсмоакустические технологии исследования нефтегазовых скважин» (г. Тверь, 1997 г.), на научных симпозиумах по геофизическим технологиям (г. Уфа, 1998 - 2005 г.г.), которые проводились в рамках ежегодной Международной Уфимской выставки «Нефть. Газ», на международном Российско-Китайском симпозиуме по промысловой геофизике «Уфа-2000», на II Китайско-Российском научном симпозиуме по геофизическим исследованиям скважин (г. Шанхай, 2002 г.), на Ш Российско-Китайском симпозиуме «Новые технологии в геологии и геофизике» (г.Уфа, 2004 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 20 работ, в том числе получено 6 авторских свидетельств, 1 патент на изобретения.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 201 страницах, включая 45 рисунков, 17 таблиц, список литературы из 111 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Сулейманов, Марат Агзамович

4.4 Выводы к главе 4 ^ , \ 1 \ I /л

Получены следующие результаты внедрения разработанной аппаратуры и методики:

1. Аппаратура МАК-2 и её модификации, а также программно-методическое обеспечение для интегральных трехэлементных акустических цементомеров нашли широкое промышленное применение на геофизических предприятиях России, стран ближнего (Белоруссия, Казахстан, Узбекистан) и дальнего (Китай) зарубежья.

2. Модуль сканирующего акустического цементомера МАК-СК прошел опробование в производственных условиях в скважинах Башкортостана, Татарстана, Пермской области и обеспечил повышение информативности и достоверности заключений о качестве цементирования исследованных скважин.

3. Аппаратурно-методический комплекс АМК-2000 и его программно-методическое обеспечение внедрены и успешно эксплуатируются на ряде геофизических предприятий России, а также Белоруссии и Казахстана.

4. Разработана и внедрена методика комплексной интерпретации данных сканирующего гамма-гамма-дефектомера-толщиномера СГДТ-100 и модуля акустического трехэлементного цементомера МАК-9, позволяющая идентифицировать тип дефекта цементирования, определять его размеры и пространственную ориентацию относительно апсидальной плоскости скважины.

Заключение

Проведенный научный анализ состояния развития аппаратуры и методики контроля качества цементирования скважин, теоретические расчеты, экспериментальные исследования на моделях обсаженных скважин и опытно-методические работы на скважинах позволили автору получить следующие результаты:

1. Обоснованы технические параметры трехэлементного акустического цементомера интегрального типа, разработана и серийно-выпускается аппаратура МАК-2 и её программно-методическое обеспечение, позволяющие на количественном уровне определять состояние цементирования скважин в различных геолого-технических условиях.

2. Обоснованы технические параметры 8-секторного акустического цементомера сканирующего типа, разработан модуль МАК-СК и его программно-методическое обеспечение, позволяющие определять состояние цементирования скважины по периметру обсадной колонны, определять размеры дефектов цементирования и их пространственную ориентацию относительно апсидальной плоскости скважины.

3. Разработан и серийно-выпускается программно-управляемый аппаратурно-методический комплекс АМК-2000, позволяющий выполнять контроль технического состояния и качества цементирования скважин комплексом методов акустического, радиоактивного каротажа, термометрии, электромагнитной локации муфт обсадной колонны и акустической шумометрии за 1-2 спуско-подъемные операции.

4. Разработано программно-методическое обеспечение комплексной интерпретации данных интегральной акустической и сканирующей радиоактивной цементометрии, позволяющее выполнять идентификацию типа дефектов цементирования, определение размеров дефектов и их пространственной ориентации относительно апсидальной плоскости скважины.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сулейманов, Марат Агзамович, Уфа

1. Акустическая каротажная станция УЗБА. Рекламный проспект.- ГЕО СИС, 2001.- 4с.

2. Акустические и радиометрические методы определения качества цементирования нефтяных и газовых скважин /Ю.А.Гулин, Д.А.Бернштейн, П.А.Прямов и др.- М.: Недра, 1971.-121 с.

3. Акустический цементомер АКЦ-М// НТВ Каротажник. 2000.- Вып. 68.- С. 136-137.

4. Андреев А.Ф., Дзебань И.П., Кузнецов O.A. и др. Применение широкополосного акустического каротажа для оценки качества цементирования скважин// РНТС. Сер. Бурение.- М.: ВНИИОЭНГ.- 1978.-Вып. 3- С. 15-18.

5. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник/А.А.Молчанов, В.В.Лаптев, В.Н.Моисеев, Р.С.Челокьян. М.:Недра, 1987;-263 с.

6. A.c. 207172 СССР, МПК E216G01h Аппаратура для акустического каротажа скважин / М.В.Цалюк, В.Д.Шкляревский, С.М.Королев, П.Д.Резник // Бюл. Открытия. Изобретения. 1967. - № 2.

7. A.c. 518749 СССР, М. Кл.3 G01V1/40 Устройство для калибровки прибора акустического каротажа/ Д.В.Белоконь, А.Ф. Девятов, С.И.Снидзе и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1976. - № 23.

8. A.c. 661469 СССР, М. Кл.2 G01V1/40 Поверочно-калибровочное устройство для приборов акустического каротажа/ П.А.Прямов, Т.А.Чернышева, В.А.Горгун и др. // Бюл. Открытия. Изобретения 1979.17.

9. A.c. 724707 СССР, М. Кл.2 Е21В47/00 Способ настройки акустических цементомеров/ П.А.Прямов, М.А.Сулейманов, В.Н.Служаев и др.// Бюл. Открытия. Изобретения. 1980. - № 12.

10. A.c. 786830 СССР, М.кл.3, H04R15/00, G01V1/40. Приемник скважинный акустический / А.Ф. Морозович, А.И. Старков, П.А. Прямов, М.А. Сулейманов // Приоритет от 03.05.1979 г.

11. A.c. 864221 СССР, М. Кл.3 G01V1/40 Устройство для поверки аппаратуры акустического каротажа/ А.М.Блюменцев, И.П.Дзебань, А.А.Печков и др. // Бюл. Открытия. Изобретения .- 1981. № 34.

12. A.c. 881640 СССР, М. Юг.3 G01V1/40 Поверочное устройство для аппаратуры акустического каротажа/ М.В.Цалюк // Бюл. Открытия. Изобретения. 1981. - № 42.

13. A.c. 890849 СССР, М. Кл.3, G01V1/40. Скважинный акустический приемник / А.Ф. Морозович, А. И. Старков, П. А. Прямов,

14. М.А. Сулейманов // Приоритет от 07.05.1980 г.

15. A.c. 894646 СССР, М.Кл.3 G01V1/40 Поверочно-калибровочное устройство аппаратуры акустического каротажа/ М.А.Сулейманов, П.А.Прямов, Т.А.Чернышева и др.// Бюл. Открытия. Изобретения.-1981.-№48.

16. A.c. 949590 СССР, М. Кл.3 G01V1/40 Устройство поверки аппаратуры акустического каротажа /В.Г.Бородуллин, В.Г.Рафиков, Н.Ф.Родионов // Бюл. Открытия. Изобретения. 1982. - № 29.

17. A.c. 1018075 SU G0IV1/40 Поверочное устройство для аппаратуры акустического каротажа/ М.А.Сулейманов, В.М.Лобанков, П.А.Прямов и др.// Бюл. Открытия. Изобретения. 1983. - № 18.

18. A.c. 1278746 AI SU G01V1/40 Способ поверки аппаратуры акустического каротажа/ М.А.Сулейманов, Т.А.Чернышева, П.А.Прямов//Бюл. Открытия. Изобретения. 1986. - № 47.

19. Баембитов Ф.Г., Гулин Ю.А., Дядькин И.Г. Определение высоты подъема цемента в скважинах по данным гамма-гамма каротажа// Сб.

20. Разведочная и промысловая геофизика.-М.: Гостоптехиздат, 1959.- Вып. 32.-С.55-59.

21. Белоконь Д.В., Смирнов H.A. Возбуждение кольцевых магнитострикционных излучателей в импульсном режиме// Сб.: Геофизическая аппаратура.- JI.: Недра,- 1986.- Вып.87.- С. 97-103.

22. Бернштейн Д.А. Применение метода рассеянного гамма-излучения для детального исследования цементного кольца за колонной нефтяных скважин//Сб. «Ядерная геофизика».- М.: 1969. Вып. 7.- С. 163-178.

23. Блюменцев A.B., Голубь С.Г., Дзебань И.П. и др. Разработка методов и средств метрологического обеспечения аппаратуры акустического каротажа скважин// В сб.: Изучение горных пород акустическим методом.-М.: ОНТИВНИИЯГГ, 1978.- С.50-59.

24. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: Недра, 1990.- 409 с.

25. Булатова Ж.М., Волкова Е.А., Дубров Е.Ф. Акустический каротаж.-Ленинград: Недра, 1970.- 264 с. •

26. Валиуллин P.A. Опыт применения термометрии для обнаружения затрубной циркуляции в процессе эксплуатации насосных скважин //Нефтепромысловое дело.-1979.- № 6.-С.14-19.

27. Временное методическое руководство по определению изоляции затрубного пространства акустическим методом в процессе задаваемого изменения давления в скважине/ Б.И. Кирпиченко, П.А. Прямов. -Октябрьский, ВНИИГИС, 1974.- 37 с.

28. Временное методическое руководство по применению комплексной двухчастотной аппаратуры акустического контроля цементирования и технического состояния обсаженных скважин/ Ю.А. Гуторов, Г.Н. Хайдаров -Калинин, НПО «Союзпромгеофизика», 1985.- 106 с.

29. Временное руководство по исследованию качества цементирования скважин акустическим методом при изменяющемся давлении в обсадной колонне на месторождениях Мангышлака/ Д.А. Крылов, К.А. Шишин, O.JI. Кузнецов. Шевченко, 1974.- 51 с.

30. Временное руководство по методике применения комплексной аппаратуры акустического контроля цементирования и технического состояния обсаженных скважин типа АКЦ-НВ/ Ю.А. Гуторов. -Октябрьский, ВНИИГИС, 1979.- 73 с.

31. Временное руководство по применению метода акустической шумометрии в промысловой геофизике. — Уфа, БГУ, 1996.- 54 с.

32. Временные методические указания по применению акустических цементомеров и интерпретации полученных данных. М.: ВНИИгеофизика, 1973.- 56 с.

33. Геофизические методы исследования скважин/ Справочник геофизика под. ред. д.т.н. В.М.Запорожца.- М.: Недра, 1983,- 551 с.

34. Гулин Ю.А. Гамма-гамма метод исследования нефтяных скважин.-М.: Недра, 1975.- 160 с.

35. Гуторов Ю.А. Выбор рабочих параметров комплексной аппаратуры для акустического контроля цементирования и технического состояния обсаженных скважин// Сб.: Геофизическая аппаратура.- Л.: Недра, 1981.-Вып. 72.- С. 129-140.

36. Гуторов Ю.А. Метод широкополосного акустического каротажа для контроля технического состояния обсаженных скважин нефтяных и газовых месторождений. Уфа: Изд. БГУ, 1995.- 244 с.

37. Гуторов Ю.А., Яруллин Р.К. Опробование акустического двухчастотного метода контроля качества цементирования обсаженных скважин// РНТС. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика- М.: ВНИИОЭНГ.-1983.- Вып. 5.-С.11-13.

38. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин.-М.: Гостоптехиздат, 1952.-252 с.

39. Девятов А.Ф., Белоконь Д.В., Козяр В.Ф. и др. Центрирование приборов акустического каротажа в скважине// Сб.: Геофизическая аппаратура.- Д.: Недра, 1983.- Вып.77.- С. 138-145.

40. Дзебань И.П., Стогов В.В., Ягодов Г.Н. К обоснованию оптимального размера измерительной базы аппаратуры акустического каротажа скважин// Сб.: Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин.- М.: ВНИИЯГГ, 1983.- С. 102-112.

41. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод исследований скважин.- М.: Недра, 1978.- 320 с.

42. Индикатор контроля качества цементирования скважин ИКЦ 1М НТВ «Каротажник. - 1998.- Вып. 42.- с.91-92.

43. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин/ Справочник под ред. д.г.м.н. В.М.Добрынина. -М.: Недра, 1988.- 476 с.

44. Кирпиченко Б.И. Возможность определения движения жидкости в затрубном пространстве акустическим методом.// Нефтяное хозяйство.-1973.- №4.- С. 21-23.

45. Кирпиченко Б.И., Сержантов A.A., Кунавин А.Г. Оперативный способ определения негерметичности колонны// ЭИ Сер. Региональная развндочная и промысл, геофизика.- М.: ВИЭМС, 1978.- Вып. 4.- С.5-6.

46. Козяр В.Ф., Белоконь Д.В., Козяр Н.В. и др. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах — состояние и направления развития (обзор отечественных и зарубежных источников информации)// НТВ Каротажник.- 1999.- Вып. 63.-119 с.

47. Конноли Э.Г. Справочник по каротажу эксплуатационных скважин. -М.: Недра, 1969.- 104 с.

48. Краткий каталог. Технические средства, методические разработки, технологии, услуги в области геофизических исследований скважин.-Октябрьский, ОАО НЛП ВНИИГИС, 2001.- 84 с.

49. Лаптев В.В., Коровин В.М., Иванов В.Я. Комплексная аппаратура «ВАРТА» для оценки качества цементирования скважин и технического состояния обсадных колонн /АНТВ Каротажник. 1998.- Вып. 42.- с. 32-40.

50. Лаптев В.В., Сулейманов М.А., Цяо Хетан, Хоу Вейхуа. Опыт сотрудничества Китайских и Российских геофизиков на Дацинском нефтяном месторождении. Сб. докладов Российско-китайского симпозиума по промысловой геофизике,- Уфа, 2000.- С.5-8.

51. Лаптев В.В., Сулейманов М.А., Семенов Е.В. и др. Программно-управляемый аппаратурно-методический комплекс АМК-2000 для контроля технического состояния и качества цементирования скважин// НТВ Каротажник.- 2001.- Вып. 86.- С. 79-85.

52. Лобанков В.М., Метрологическое обеспечение скважинных измерений// Научно-технический журнал ЕАГО «Геофизика», специальный выпуск к 30-летию АО НПФ «Геофизика» Тверь: Изд. ГЕРС, 2000.- с. 99106.

53. Махов А.А. Разработка аппаратуры для детального исследования скважин с использованием высокочастотных акустических сканирующих систем// НТВ Каротажник. 1998.- Вып. 49.- С.65-70.

54. Методика интерпретации данных АКЦ с БФК для месторождений объединения «Пермнефть».- Краснодар, ВНИИКРнефть, 1979.- 44 с.

55. Методическое руководство по компьютерной технологии контроля технического состояния и качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин. М.А. Сулейманов , В.Н. Служаев , Е.В. Семенов и др.-Уфа: ВНИИнефтепромгеофизика, 1997,- 176с.

56. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин/ A.M. Блюменцев, Г.А. Калистратов , В.М. Лобанков и др. М.: Недра, 1991.-266 с.

57. Модуль акустического цементомера АКЦ 75// НТВ Каротажник. -1998.-Вып. 53.- С. 109-110

58. Назаров В.Ф., Фетодов В.Я. Применение термометрии для определения нарушения герметичности эксплуатационной колонны способом продавки жидкости //НТВ Каротажник.-2000.- Вып.67.-С.74-79.

59. Николаев С.А., Овчинников М.Н., Кондаурова Г.Ф. Спектральная шумометрия фильтрационного потока в нагнетательных скважинах// Нефтяное хозяйство.- 1992.- №2.- С.40-41.

60. Патент 1651258 А18и, С01У1/40. Скважинный прибор акустического каротажа /М.А. Сулейманов, О.И. Тарасов// Бюл.Открытия. Изобретения.-1991.-№ 19.

61. Патент 2210091 РФ, С01У1/40 Устройство для фиксации акустического преобразователя в скважинном приборе / Г.М. Перцев// Бюл. Открытия. Изобретения. 2003.- № 22.

62. Пирсон С.Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа.- М.: Недра, 1966.-413 с.

63. Прямов П.А., Кирпиченко Б.И., Кучернюк В.Д. и др. Акустический цементомер и его применение// Обзор. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика.- М.: ОЦНТИ ВИЭМС, 1974.- 64 с.

64. Прямов П.А., Белоконь Д.В. Аппаратура акустического каротажа АКЗ-1 и её применение для контроля качества цементирования обсадных колонн// Сб.: Геофизические исследования в Башкирии.- Уфа: Башкнигоиздат, 1965.- С. 3-17.

65. Прямов П.А., Сулейманов М.А., Чернышева Т.А. Установка УПАП-1 для подбора и отбраковки акустических преобразователей// В кн.: Повышение качества геофизических измерений.- Уфа, 1979.- Вып. 11.- С.44-51.- (Тр. ВНИИнефтепромгеофизики).

66. Рафиков В.Г., Белоконь Д.В., Козяр В.Ф. и др. Влияние смещения преобразователей акустического зонда в скважине на амплитуду сигнала// Сб.: Геофизическая аппаратура.- JL: Недра, 1975.- Вып.58.- С.166-170.

67. РД 39-1-1190-84. Технология промыслово-геофизических исследований при капитальном ремонте скважин.- Уфа: ВНИИнефтепромгеофизика, 1985.- 62 с.

68. РД 39-0147009-534-87 Технология контроля цементирования скважин с применением регистраторов фазокорреляционных диаграмм («Волна», БФКА .).- Краснодар: ВНИИКРнефть, 1987.- 39 с.

69. РД 39-0147716-001-89. Методическое руководство по интерпретации диаграмм, зарегистрированных скважинным гамма-плотномером-толщиномером СГДТ-НВ.-Уфа: ВНИИнефтепром-геофизика, 1989.-30 с.

70. РД 153-39.0-072-01. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах.- М.: 2001.- 271 с.

71. РД 39-00147001-767-2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин,- М.: ОАО «Газпром», 2000.- 278 с.

72. РД 16-15283860-2004, Крепление скважин на месторождениях ОАО АНК «Башнефть». Технологический регламент.- Уфа: ООО «ИК БАШНИПИнефть», 2004.-120 с.

73. Руководство по применению акустических и радиометрических методов контроля качества цементирования нефтяных и газовых скважин.-Уфа: ВНИИнефтепромгеофизика, 1978.- 110 с.

74. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин/ Под общей редакцией А.И.Булатова.- М.: Недра, 1977.- 252 с.

75. СТ ЕАГО-045-01. Контроль технического состояния скважин.-М.: ЕАГО, 1998.- 33 с.

76. Стрелков В.И., Загидуллин Р.В. Аппаратура акустического каротажа на отраженных волнах САТ-4 и АРКЦ-Т //Научно-техническийжурнал ЕАГО «Геофизика» специальный выпуск к 30-летию АО НПФ «Геофизика». Тверь: Изд. ГЕРС, 2000.- С. 45-48.

77. Сулейманов М.А., Чернышева Т.А., Клявин P.M. Количественная оценка состояния цементирования скважин аппаратурой МАК-2// В кн.: Технология строительства и эксплуатации нефтяных скважин.- Уфа, 1992.-Вып. 86.- С. 159-171.- (Тр. БашНИПИнефть).

78. Сулейманов М.А., Семенов Е.В., Иванов В.Я. и др. Комплекс АМК-2000 для контроля технического состояния и качества цементирования скважин // НТВ Каротажник.- 2003.- Вып. 111-112.- С. 39-51.

79. Сулейманов М.А., Вдовин С.М., Коровин В.М. Логарифмический усилитель скважинного прибора акустического каротажа// Сб.: Геофизическая аппаратура.- Л.: Недра, 1978.- Вып.64,- С.126-131.

80. Сулейманов М.А. Новые разработки ВНИИнефтепромгеофизики в области акустических методов исследований нефтегазовых скважин// НТВ Каротажник.- Тверь: ГЕРС, 1998.- Вып.47.- С.67-73.

81. Техника и технология исследований нефтегазовых скважин.- Тверь: НПЦ «Тверьгеофизика», 1998.- 52 с.

82. Техника каротажных исследований и интерпретации. Конференция в Москве фирмы Shlumberger.- Париж: изд. Шлюмберже, 1986.-326с.

83. Элементы пьезокерамические. Справочный каталог.- Волгоград: Завод «Аврора», 1989,- 59 с.

84. Albert L.E. Standley Т.Е., Alford G.T.: «A Comparison of CBL, RBT and PET Logs in Test Well With Induced Channels», paper presented at the 1987 SPE Annual Technical Conference, Dallas, TX, Sept. 27-30.

85. Anderson W.L., Walker T. Research predicts improved cement bond evaluation with acoustic logs. «J. Petrol. Technol», vol.13, №11, 1961.

86. Atlas Wireline Services. Services Catalog. 1984, Western Atlas International, Inc, 160 p.

87. Cement Evaluation Guidelines. Atlas Wireline services, 1990, 160 p.

88. Computalog. Cased Hole Services. Presision Drilling Corporation,2001.

89. Grosmangin M., Kokesh F.P., Majani P. A sonic method for analyzing the qwality of cementation of borehole casings. «J. Petrol. Technol», vol. XIH, №2, 1961.

90. Multiplex Radial Bond Tool. Computer Sonics Systems Inc., рекламный проспект.

91. Schlumberger Wireline Services Catalog. 1991, 111 p.

92. Segmented cement bond acoustic. Geo energy Logging Technologies. Daisy D., 1999.

93. Sheives T.C., Tell L.N., Maki Jr, et all. A comparision of New Ultrasonic Cement Bond Logs. SPE 15436, New Orleans, 1986, LA October 5-6.

94. Sonde USB A 21 A/2. Serviceunterlagen. Geo Sys GmbH Leipzig.