Способ оценки качества цементирования нефтегазовых скважин

Изобретение относится к области геофизических исследований и может быть использовано для контроля технического состояния нефтяных и газовых скважин. Технический результат заключается в повышении достоверности и точности оценки качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин. Способ оценки качества цементирования нефтегазовых скважин включает акустическое секторное сканирование заколонного пространства с измерением амплитуд отраженного сигнала от внутренней стенки обсадной трубы. Выявляют сообщающиеся дефекты цементирования среди множества хаотически распределенных участков с различным состоянием цементирования и количественно оценивают их протяженность вдоль колонны и величину их раскрытости по периметру. Выполняют последовательный анализ данных по секторам на каждом кванте глубины. Выделяют сектора с дефектами цементирования по периметру и вдоль заколонного пространства. В случае совпадения секторов с дефектами цементирования последующего и предыдущего квантов глубины сектора последующего кванта приобщают к секторам предыдущего кванта. По длительности совпадения секторов с такими дефектами судят о протяженности сквозных каналов с дефектами цементирования в заданном интервале исследований, а по количеству секторов на каждом кванте оценивают их раскрытость по периметру в градусах. Также оценивают раскрытость в градусах изолированных секторов с дефектами цементирования по периметру на отдельных квантах глубины, не примыкающих к выделенным сквозным каналам. Определяют отдельный вклад сквозных каналов с дефектами цементирования и изолированных дефектов цементирования в суммарном дефекте цементирования. 1 ил.

 

Изобретение относится к области геофизических исследований и может быть использовано для контроля технического состояния нефтяных и газовых скважин.

Контроль качества цементирования обсадных колонн на этапе строительства и в процессе эксплуатации скважин является одной из важнейших задач промысловой геофизики. Основными дефектами цементирования, обуславливающими негерметичность заколонного пространства, являются продольные каналы и кольцевые зазоры на границе контакта цемента и колонны. Для выявления таких дефектов цементирования скважин эффективными являются геофизические методы, основанные на использовании сканирующей аппаратуры.

Из современного технического уровня известен способ оценки качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин с использованием секторных зондов, работающих в сканирующем режиме [1]. В программно-управляемом комплексе АМК-2000М используется модуль акустического каротажа МАК-СК на преломленных волнах, содержащий 8-секторный акустический зонд. Этот модуль обеспечивает исследование заколонного пространства в радиальных направлениях через 45° с разрешением по глубине, равным длине рабочей части зондовой установки 40 см. Результаты исследования предоставляются в виде цветовой карты, отображающей уровни сигналов, соответствующие характерным состояниям дефектов цементирования и колонки графического заключения с поинтервальным отображением состояния цементирования.

Недостатком этого способа является то, что результаты исследований обеспечивают уверенное выделение только видимых дефектов цементирования - продольных и кольцевых каналов. При ограниченном количестве секторов сканирования и большом шаге дискретизации по глубине разрешающая способность аппаратуры низка и поэтому при исследовании качества цементирования возможны пропуски каналов вероятных перетоков жидкости и газа за обсадной колонной.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ оценки качества цементирования обсадных колонн, при котором осуществляется выделение дефектов цементного камня с использованием метода акустического сканирования, основанного на измерении параметров отраженного сигнала от внутренней стенки обсадной трубы по 30 секторам [2]. Такой способ обеспечивает высокое разрешение выделяемых дефектов цементирования по периметру и вдоль обсадной колонны. Основными параметрами, используемыми для определения плотности контакта цемента с обсадной колонной, является относительное изменение амплитуды сигнала реверберации по секторам, нормированной по значениям при плотном контакте колонны с цементом и в свободной колонне от 0 до 1 усл. ед. Предлагаются градации состояния контакта по 4 уровням сигнала: плотный контакт 0-0.2 усл. ед., кавернозный цемент (частичный контакт) 0.2-0.9 усл. ед., отсутствие контакта 0.9-1.0 усл. ед. и канал в цементе, если 3-10 секторов подряд имеют значение 0.8-1.0 усл. ед. (Методическое руководство по применению аппаратуры акустического каротажа АСТ-К-80. МИ 41-17-1405-2011). Для визуализации результатов оценки качества цементирования служит объемная модель цементирования, колонка заключения в графическим виде и среднее значение индекса цементирования в виде кривой.

Недостатком этого способа является то, что представляемые результаты исследований обеспечивают уверенное выделение только явно выраженных дефектов цементирования. Наличие канала в цементе в 3-10 секторах подряд соответствует его раскрытости по периметру 36-120°, поэтому такая градация качества цементирования является завышенной, так как переток жидкости и газа в заколонном пространстве может происходить по каналу, соизмеримая с одним сектором.

Общими недостатками известных способов оценки качества цементирования обсадных колонн с использованием методов акустического сканирования являются низкая достоверность и точность выделения сообщающихся дефектов цементирования в заколонном пространстве. С применением этих способов выделяются наиболее простые состояния цементирования: участки со сплошным отсутствием и плотным контактом и явно выраженные каналы плохого цементирования.

Технической задачей изобретения является повышение достоверности и точности оценки качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин.

Технический результат достигается за счет того, что согласно предлагаемому изобретению по результатам акустического секторного сканирования заколонного пространства выявляют сообщающиеся дефекты цементирования среди множества хаотически распределенных участков с различным состоянием цементирования и количественно оценивают их протяженность вдоль колонны и величину их раскрытости по периметру.

Техническая задача решается следующим образом. Выполняют измерение амплитуд акустического сигнала отраженного сигнала от стенок обсадной колонны в условных единицах от 0 до 1.0 усл. ед, характеризующих состояние механического контакта цемента со стенками обсадной колонны по периметру колонны по секторам (например, 30 секторов для аппаратуры АСТ-К-80), причем хорошему качеству цементирования (плотному контакту) соответствуют низкие значения амплитуд от 0 до 0.2 усл. ед, а плохому качеству цементирования (частичному контакту и его отсутствию) соответствуют значения амплитуд от 0.2 до 1.0 усл. ед. При заданном граничном уровне сигнала 0.2 усл. ед., характеризующем хорошее и плохое качество цементирования, по секторам на каждом кванте глубины амплитудам придают соответствующие значения: 0 и 1 усл. ед. Таким образом, формируют электронную таблицу качества цементирования по секторам и глубине, включающую числовые значения амплитуд сигналов по секторам в функции глубины (квантов глубины) в заданном интервале исследований. На основе электронной таблицы качества цементирования выделяют сообщающиеся дефекты цементирования вдоль колонны, обуславливающих возможные заколонные перетоки жидкости и газа, среди множества хаотически распределенных зон с различным состоянием цементирования. Идентификацию сквозных сообщающихся секторов с дефектами цементирования осуществляют с применением алгоритма графических преобразований. Для этого применяют один из методов растрового графического преобразования примитивов - алгоритм заполнения с затравкой, который изложен в (Роджерс Д. - Алгоритмические основы машинной графики: Пер. с англ. - М.: Мир, 1989. - 512 с., на стр. 110). Сущность этого алгоритма заключается в выполнении последовательного анализа данных по секторам на каждом кванте глубины, выделении секторов с дефектами цементирования (значения амплитуд равных «1 усл. ед.») по периметру и вдоль заколонного пространства и в случае совпадения секторов с дефектами цементирования последующего и предыдущего квантов глубины сектора последующего кванта приобщают к секторам предыдущим кванта.

Таким образом, по длительности совпадения секторов с таким качеством цементирования судят о протяженности сквозных каналов с дефектами цементирования в заданном интервале исследований, а по количеству секторов на каждом кванте оценивают их раскрытости по периметру (в градусах). Также оценивают раскрытость (в градусах) изолированных секторов с дефектами цементирования по периметру на отдельных квантах глубины, не примыкающих к выделенным сквозным каналам.

Технический результат заявляемого технического решения иллюстрируется фигурой, где приведен фрагмент геофизического планшета с данными по оценке качества цементирования обсадной 7'' эксплуатационной колонны газовой скважины по предлагаемому способу. Результаты анализа визуализируются в графическом виде цветовой карты с разверткой 360° и в виде параметров дефектов цементирования по секторам (в градусах) с заданным шагом квантования по глубине скважины:

- раскрытость сквозных продольных каналов,

- раскрытость изолированных дефектов цементирования, не сообщающихся со сквозными каналами,

- суммарная раскрытость дефектов цементирования.

Экономическая эффективность предлагаемого способа оценки качества цементирования нефтегазовых скважин обусловлена высокой достоверностью и точностью выделения дефектов цементирования при оценке качества изоляции заколонного пространства, обуславливающих техническую и экологическую безопасность эксплуатации нефтегазовых скважин.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе:

1. Сулейманов М.А., Исламгулов В.И., Батырова Д.Р. и др. Модуль сканирующего акустического цементомера МАК-СК для программно-управляемого комплекса АМК-2000 // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 10-11 (137-138). С. 47-60.

2. Смирнов Н.А., Варыхалов А.С., Рыбаков В.В. и др. Технико-технологические особенности оценки качества цементирования обсадных колонн методом акустического сканирования // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 4 (181). С. 98-108.

Способ оценки качества цементирования нефтегазовых скважин, включающий акустическое секторное сканирование заколонного пространства с измерением амплитуд отраженного сигнала от внутренней стенки обсадной трубы, отличающийся тем, что выявляют сообщающиеся дефекты цементирования среди множества хаотически распределенных участков с различным состоянием цементирования и количественно оценивают их протяженность вдоль колонны и величину их раскрытости по периметру, причем выполняют последовательный анализ данных по секторам на каждом кванте глубины, выделяют сектора с дефектами цементирования по периметру и вдоль заколонного пространства, при этом в случае совпадения секторов с дефектами цементирования последующего и предыдущего квантов глубины сектора последующего кванта приобщают к секторам предыдущего кванта, по длительности совпадения секторов с такими дефектами судят о протяженности сквозных каналов с дефектами цементирования в заданном интервале исследований, а по количеству секторов на каждом кванте оценивают их раскрытость по периметру в градусах, причем также оценивают раскрытость в градусах изолированных секторов с дефектами цементирования по периметру на отдельных квантах глубины, не примыкающих к выделенным сквозным каналам, при этом определяют отдельный вклад сквозных каналов с дефектами цементирования и изолированных дефектов цементирования в суммарном дефекте цементирования.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей и геологоразведочной отраслям промышленности и предназначено для обследования внутренних стенок фонтанных арматур нефтяных и газовых скважин и иных сосудов под давлением.

Изобретение относится к подземным операциям бурения, в частности к оценке и калибровке эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны. Техническим результатом является повышение эффективности оценки передачи осевого усилия бурильной колонны и оптимизации добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени.

Изобретение относится к термогидродинамическим исследованиям нефтяных залежей и может быть использовано для уточнения внутреннего строения массивных трещинных залежей.

Изобретение относится к области энергетики и предназначено для определения темпов изменения температуры пород недр при извлечении или аккумулировании тепловой энергии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в водозаборных скважинах.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу мониторинга горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к телеметрической системе с гидроимпульсным каналом связи. Предложено устройство определения телеметрических импульсов, содержащее: оптический разветвитель, источник света, оптически соединенный с оптическим разветвителем, фотодетектор, оптически соединенный с оптическим разветвителем, эталонный контур, оптически соединенный с оптическим разветвителем, сенсорный контур, оптически соединенный с эталонным контуром и оптическим разветвителем, и корпус эталонного контура, содержащий внутри себя по меньшей мере указанный эталонный контур, при этом корпус заполнен эластомерным или восковым материалом для амортизации воздействия внешних вибраций на эталонный контур.

Изобретение относится к средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для обеспечения контакта электровводов с обсадной колонной в многоэлектродном скважинном зонде электрического каротажа через металлическую колонну в условиях значительной коррозии стенки обсадной колонны и наличия на ней цемента, парафинов, смол. Согласно заявленному предложению на электроды индивидуально воздействуют ударом периодически накапливаниемой потенциальной энергии пружин, производимой вращением винтовых пар и скачкообразным (ударным) освобождением энергии при выходе из винтового взаимодействия гребней винтовых пар. Устройство для осуществления способа представляет собой конструкцию привода, имеющего выходной вал, который приводит в действие винтовые пары. Винтовые пары при прямом вращении раскрывают центраторы и прижимают упруго электровводы к стенке обсадной колонны, ударно производят периодическое воздействие на электроды, жестко связанные с электровводами. При этом происходит врезание электровводов в стенку обсадной колонны. Ударное воздействие происходит при выходе из винтового взаимодействия винта и гайки, поджатой силовой пружиной. При обратном вращении вала происходит восстановление винтового взаимодействия в винтовых парах, возвращение электродов и центраторов в исходное положение, а затем винтовые гребни вновь выходят из винтового взаимодействия, но с других концов. Этим достигается автоматическое позиционирование привода в крайних положениях. Технический результат - повышение скорости и качества проведения каротажа, упрощение конструкции. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения правильности выбора режима работ ГСШ с общим коллектором в реальном масштабе времени. Способ включает назначение режимов его эксплуатации в рамках технологических ограничений, которые определяются расчетным методом по результатам газогидродинамических исследований скважин. При этом в процессе эксплуатации месторождения, используя средства телеметрии и АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ), с заданным шагом квантования измеряют фактические давления газа на коллекторе каждого куста скважин и в конце газосборного шлейфа (ГСШ), а также расход газа каждого куста скважин, и, используя измеренные данные и паспортные характеристики ГСШ в реальном масштабе времени, вычисляют давление газа в точках подкачки и строят синхронизированные во времени графики пар давлений: измеренного на коллекторе куста и рассчитанного для точки подкачки, к которой он подключен, а также измеренного давления в конце ГСШ и рассчитанного для последней точки подкачки перед УКПГ, и, как только будет выявлено, что разность одной из пар давлений стала меньше заданного порога, значение которого назначают по результатам последних газогидродинамических испытаний скважин и заданному режиму работы УКПГ, оператору УКПГ выдается сообщение о выявлении проблем в работе ГСШ и (или) соответствующего куста газовых скважин, а также рекомендуемый перечень индивидуальной последовательности операций по парированию возникшей ситуации на проблемном участке, и, используя этот перечень, оператор установки принимает окончательное управляющее решение по устранению проблемы. 2 ил.

Изобретение относится к телеметрической системе передачи данных из скважины. Техническим результатом является обеспечение высокой скорости передачи данных и бесперебойной работы канала связи. В частности, предложена скважинная система передачи сигналов для передачи данных по колонне скважинных компонентов, содержащей множество взаимосоединенных скважинных компонентов, содержащая: одну или более линию связи, которая переносит радиочастотные сигналы по колонне скважинных компонентов; по меньшей мере одно ведущее средство связи, выбранное из группы: поверхностный интерфейс, скважинный интерфейс и узел; и множество отказобезопасных повторителей сигналов, размещенных внутри звеньев бурильных труб, разнесенных по упомянутой колонне скважинных компонентов, причем отказобезопасные повторители сигналов восприимчивы к радиочастотным сигналам, полученным по одной или более линии связи, причем повторители имеют рабочий режим и режим отказа. Причем упомянутое по меньшей мере одно ведущее средство связи осуществляет связь через одну или более линию связи путем модулирования данных в импульсы радиочастотной энергии, причем радиочастотная энергия имеет диапазон частот от 10 МГц до 3 ГГц. Импульсы радиочастотной энергии передают по одной или более линии связи, доступных для отказобезопасных повторителей сигналов, так чтобы обходить или проходить через отказобезопасный повторитель сигналов по меньшей мере по одной или более линии связи. Электронные средства в отказобезопасном повторителе сигналов соединены с одной или более линией связи параллельно с одним или более радиочастотным ключом для обеспечения отказобезопасной операции на линиях связи. При этом, когда отказобезопасный повторитель сигналов находится в режиме отказа, то электронные средства в повторителе отсоединены от линий связи посредством радиочастотного ключа, который в закрытом положении обеспечивает непрерывный пассивный путь сигнала по этим линиям связи, и когда отказобезопасный повторитель сигналов находится в рабочем режиме, то электронные средства в повторителе соединены с линиями связи посредством радиочастотного ключа, находящегося в открытом положении. Импульсы радиочастотной энергии, которые обошли или прошли через отказобезопасный повторитель сигналов, повторно генерируются другим отказобезопасным повторителем сигналов по линиям связи независимо от линии связи, на которой обнаружены импульсы. 2 н. и 30 з.п. ф-лы, 26 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение эффективности контроля изменения положения газоводяного контакта по площади всего месторождения. Способ включает газодинамические исследования всех скважин месторождения. На основании результатов первичных исследований, полученных за 3-4 года, формируют базу данных. Разновременные текущие результаты газодинамических исследований скважин сопоставляют с результатами в базе данных посредством анализа и сравнения значений комплексного параметра проводимости (k⋅h), который определяют в ходе проведения газодинамических исследований для каждой скважины по всему месторождению, после чего делают вывод о наличии перемещения газоводяного контакта или его отсутствии. 3 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований и может быть использовано для диагностики технического состояния обсадных колонн скважин нефтегазовых месторождений. Технический результат заключается в повышении достоверности выявления различных видов повреждений стенок колонн и точности оценки их количественных характеристик. Способ оценки повреждений обсадных колонн нефтегазовых скважин включает обследование стенок обсадной колонны с применением акустического сканера на отраженных волнах высокого разрешения. В результате построения цифровой трехмерной модели внутренней стенки колонн, координатами которой служат текущая глубина, круговая развертка поверхности 360° и глубина повреждений стенок, определяемая по измерению времени прихода отраженной волны от стенки колонн с учетом скорости ультразвука в скважинной жидкости, выполняют идентификацию, количественную оценку площадных и объемных характеристик многообразных видов повреждений. 5 ил.

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для селективного испытания нефтегазовых и метаноугольных пластов. Установка содержит колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), на которой установлены последовательно снизу вверх опора, в корпусе которой имеется ступенчатый проходной канал с посадочным местом для установки в нем геофизического эжектирующего устройства. На перепускном канале установлен обратный клапан. Геофизическое эжектирующее устройство включает цилиндрический корпус, на наружной поверхности которого выполнен кольцевой уступ для установки геофизического эжектирующего устройства. В корпусе геофизического устройства установлен струйный насос. Проходной канал насоса подключен ниже герметизирующего узла к каналу подвода откачиваемой из скважины среды. В герметизирующем узле выполнен осевой канал для пропуска через него каротажного кабеля для установки каротажного прибора с возможностью перемещения его вдоль ствола скважины. Канал подвода активной среды в сопло струйного насоса сообщен с перепускным каналом опоры и через последний - с окружающим колонну НКТ пространством. Камера смешения с диффузором установлены соосно соплу струйного насоса. Диффузор сообщен с внутренней полостью колонны НКТ. Выше последнего установка снабжена внешней колонной насосно-компрессорных труб (ВНКТ), установленной в скважине в пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной с образованием межтрубного кольцевого канала. На ВНКТ установлены последовательно снизу вверх хвостовик - накопитель твердых частиц - примесей откачиваемой из скважины среды, расположенный ниже исследуемого пласта нижний пакер с опорой на эксплуатационную колонну или нижний пакер нажимного действия, щелевой фильтр, высота которого не менее чем на два метра больше толщины исследуемого пласта и верхний пакер нажимного действия, расположенный над кровлей исследуемого пласта. В ВНКТ выше верхнего пакера нажимного действия установлено опорное кольцо для установленной на НКТ опоры. Расширяются функциональные возможности установки, а именно проведение выборочного селективного испытания нефтегазовых или метаноугольных пластов. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для непосредственного высокоточного определения коэффициента текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов с высоким разрешением по толщине пластов как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, и может применяться при решении широкого спектра задач, связанных с разработкой, разведкой и добычей полезных ископаемых. Способ включает использование для определения коэффициента текущей нефтенасыщенности пласта данных термометрического исследования в стационарной скважине, по результатам которого определяется геотермический градиент в пласте, по полученным данным глубинного теплового потока и геотермического градиента вычисляется текущая теплопроводность пласта. Затем по проведенному исследованию и статистическим исследованиям корреляционной зависимости между теплопроводностью и нефтенасыщенностью коэффициент текущей нефтенасыщенности пласта (Кн) по формулам где Н1 - глубина кровли пласта;Н2 - глубина подошвы пласта;Т1 - температура на кровле пласта на глубине H1;Т2 - температура на подошве пласта на глубине Н2;ΔТ- разница температур между точками измерения, например между кровлей и подошвой пласта;ΔН - расстояние между точками замера. где Q - глубинный тепловой поток, Вт/м2;Г - геотермический градиент в пласте, °С/м. где λ - теплопроводность породы, Вт/м⋅К.Техническим результатом предлагаемого изобретения является то, что на основе данной информации у отдела разработки и технологического отдела появляется возможность моделировать динамику выработки запасов углеводородов, осуществлять мониторинг и прогнозирование геолого-технических мероприятий по повышению добычи нефти, производить расчеты различных вариантов разработки продуктивных пластов и выбирать из них наиболее эффективные, что повысит рентабельность добычи нефти и увеличит нефтеотдачу пластов. 2 табл., 6 ил.

Изобретение относится к области промысловой геофизики и предназначено для измерения геофизических и технологических параметров в процессе бурения. Предлагаемое изобретение решает задачу повышения надежности конструкции и повышения качества передаваемого сигнала за счет изменения конструкции НДМ. В заявляемом устройстве, содержащем корпус с центральным промывочным отверстием, а также размещенные в выемках корпуса, в его герметичной части, отделенной уплотнительными элементами, электронные платы и источник питания. Провод, соединяющий электронные платы с ниппельной частью корпуса, зафиксирован контактным винтом на ниппельной части корпуса. Корпус образован из ниппельной и муфтовой частей, соединенных между собой конической винтовой поверхностью, в зазоре которого между резьбовыми поверхностями сопрягаемых частей размещен электроизоляционный материал. На части наружной цилиндрической поверхности по длине корпуса и во внутреннем канале ниппельной части корпуса размещены изоляторы. На наружной поверхности муфтовой части корпуса, в зоне расположения электронных плат и источника питания, установлена защитная гильза, один торец которой зафиксирован посредством выступов и пазов, а другой торец - винтами. Муфтовая и ниппельная части снабжены замковыми резьбами для соединения с долотом и валом забойного двигателя соответственно. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к разведке нефтяных месторождений, в частности к дальномерной системе позиционирования и методике с применением магнитных монополей. Техническим результатом является точное определение местоположения приемника относительно передатчиков и определение расстояния между передатчиком и приемником за счет использования передатчика и/или приемника, содержащего магнитный монополь. Способ включает позиционирование по меньшей мере одного из: передатчика и приемника внутри первой скважины. При этом по меньшей мере один из передатчика и приемника содержит магнитный монополь, генерирование передатчиком первого магнитного поля, измерение приемником сигнала, соответствующего первому магнитному полю, и определение по меньшей мере одной скважинной характеристики посредством сигнала, полученного блоком управления, коммуникативно соединенным с приемником. Причем указанная по меньшей мере одна скважинная характеристика включает в себя определение по меньшей мере одного из: расстояние между передатчиком и приемником, и местоположение приемника относительно передатчика. 2 н. и 27 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к геофизическому исследованию скважин. Техническим результатом является обеспечение точного измерения характеристик пласта и глубины в режиме реального времени. В частности, предложен способ совмещения множества скважинных электромагнитных измерений, включающий активацию в начальный момент записи первой передающей антенны в компоновке вдоль продольной оси при рабочей частоте; активацию в начальный момент записи второй передающей антенны в компоновке; сбор на первой приемной антенне первого множества азимутальных измерений и второго множества азимутальных измерений на второй приемной антенне; обработку первого и второго множеств азимутальных измерений для выработки соответствующего первого и второго множеств сигналов с высшим типом колебаний; совмещение первого и второго множеств сигналов с высшим типом колебаний в данном временном интервале путем временного сдвига. При этом вторая передающая антенна расположена в продольном направлении от первой передающей антенны вдоль продольной оси, при этом вторая передающая антенна активируется, по существу, при той же рабочей частоте, что и первая передающая антенна. 6 н. и 27 з.п. ф-лы, 16 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований и может быть использовано для контроля технического состояния нефтяных и газовых скважин. Технический результат заключается в повышении достоверности и точности оценки качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин. Способ оценки качества цементирования нефтегазовых скважин включает акустическое секторное сканирование заколонного пространства с измерением амплитуд отраженного сигнала от внутренней стенки обсадной трубы. Выявляют сообщающиеся дефекты цементирования среди множества хаотически распределенных участков с различным состоянием цементирования и количественно оценивают их протяженность вдоль колонны и величину их раскрытости по периметру. Выполняют последовательный анализ данных по секторам на каждом кванте глубины. Выделяют сектора с дефектами цементирования по периметру и вдоль заколонного пространства. В случае совпадения секторов с дефектами цементирования последующего и предыдущего квантов глубины сектора последующего кванта приобщают к секторам предыдущего кванта. По длительности совпадения секторов с такими дефектами судят о протяженности сквозных каналов с дефектами цементирования в заданном интервале исследований, а по количеству секторов на каждом кванте оценивают их раскрытость по периметру в градусах. Также оценивают раскрытость в градусах изолированных секторов с дефектами цементирования по периметру на отдельных квантах глубины, не примыкающих к выделенным сквозным каналам. Определяют отдельный вклад сквозных каналов с дефектами цементирования и изолированных дефектов цементирования в суммарном дефекте цементирования. 1 ил.

Наверх