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

Краткое описание

Содержание
Введение... 4

т 1 Контроль качества цементирования нефтегазовых скважин -

современное состояние... 14

ф 1.1 Особенности цементирования нефтегазовых скважин ... 14

1.2 Основные задачи, решаемые при контроле качества

цементирования скважин (КЦС) ... 17

Щ 1.3 Анализ возможностей существующих методов контроля КЦС... 18

1.4 Ограничения применяемой аппаратуры и методики

Щ акустического контроля цементирования скважин (АКЦС)

на головных волнах... 26

Щ 1.5 Основные выводы... 35

¦ 2 Разработка аппаратуры и методики АКЦС на основе трехэлементных

зондов интегрального типа... 37

Щ 2.1 Физическое моделирование различных состояний цементирования

скважин с использованием акустических зондов интегрального типа ... 38

2.2 Обоснование и выбор параметров аппаратуры МАК-2 для

т количественной оценки КЦС... 66

2.3 Разработка средств метрологического обеспечения

I аппаратуры АКЦС типа МАК-2... 80

2.4 Совершенствование методики измерений и интерпретации

Щ данных акустической цементомерии на основе аппаратуры МАК-2 ... 94 ¦ 2.5 Выводы к главе 2... 119

3 Разработка аппаратуры и методики АКЦС на основе I многоэлементных зондов секторного типа... 120

3.1 Исследование возможностей акустических зондов секторного типа на моделях обсаженных скважин... 122

I

I

-tu "^ Обоснование и выбор параметров модуля сканирующего

¦ акустического цементомера МАК-СК... 135

3.3 Разработка программно-методического обеспечения МАК-СК .. 144

I 3.4 Выводы к главе 3... 161

4 Результаты промышленного применения разработанной

I аппаратуры и методики... 163

т 4.1 Аппаратура МАК-2 и её модификации... 163

^ 4.2 Программно-управляемый аппаратурно-методический

I комплекс АМК-2000... 167

4.3 Разработка методики комплексной интерпретации данных

I акустической и радиоактивной цементометрии... 172

т 4.4 Выводы к главе 4... 186

I*

I I I

I

I I

I I*

I

Заключение... 188

Библиографический список использованной литературы... 189
Введение

| . Введение

w

¦ Актуальность работы. Контроль качества цементирования обсадных

¦ колонн в нефтегазовых скважинах является одним из важнейших видов геофизических исследований, выполняемых промыслово-геофизическими

I предприятиями страны при строительстве и эксплуатации скважин.

Контроль качества цементирования скважин (КЦС) заключается в ¦\#fc 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 I скважины.

В настоящее время одним из основных геофизических методов I контроля КЦС является акустический метод, основанный на возбуждении в

I скважине импульсов упругих колебаний и регистрации головных волн,

imf' распространяющихся вдоль оси скважины по обсадной колонне и горным I породам.

Акустический метод контроля КЦС начал развиваться в нашей стране в I середине 60-х годов прошлого столетия благодаря работам П.А.Прямова,

т Д.В.Белоконя (Волго-Уральский филиал ВНИИгеофизики), а в 70-х годах

г получил дальнейшее развитие в работах Д.А.Крылова, К.А.Шишина

I gu (Мангышлакнефть), О.Л.Кузнецова, И.П.Дзебаня (ВНИИЯГТ),

Б.И.Кирпиченко, Ю.А.Гуторова, В.Д.Кучернюк (ВНИИГИС).

| В последующие годы в совершенствование аппаратуры и методики

ж акустической цементометрии значительный вклад внесли работы

™ А.Ф.Девятова, В.Г.Рафикова (ВНИИГИС), В.Х-М.Дудаева, В.В.Беспалова,

I В.М.Сугака, Я.М.Леонтовича (ВНИИКРнефть), В.И.Антоненко,

Е.П.Ломачева (Краснодарский филиал ВНИИморгеофизики), А.Я.Петерсона | (СевКавНИИгаза), П.А.Прямова, М.Г.Гуфранова, А.М.Маломожнова,

ж ж; В.М.Коровина, В.Н.Служаева (ВНИИнефтепромгеофизика).

I

I

5

В результате этих работ метод акустической цементометрии получил в т нашей стране широкое применение и стал обязательным видом

геофизических исследований во всех нефтегазоносных провинциях страны. I 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-

v^ выпускаемых акустических цементомеров типа АКЦ (АКЦ-1, АКЦ-4 и др.),

¦ содержащих двухэлементные акустические зонды (с одним излучателем и одним приемником упругих волн).

Щ 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.

щ 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.

щ де 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.

I Для повышения эффективности метода акустической цементометрии в

условиях отсутствия интервалов незацементированной колонны стали

¦ применять многоэлементные акустические приборы с несколькими

¦ |f| излучателями и приемниками упругих волн, позволяющими измерять

интервальное время распространения и коэффициент затухания упругих волн

I

- 6

* 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, л* ' 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 щ структуру P^SHiLII или ИЫТ^Пг, где S - база зонда (расстояние между

_ одноименными акустическими преобразователями), L - 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.

I ф 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;

щ • разработать технологию скважинных измерений и методику

интерпретации данных, получаемых в различных геолого-технических I Ф условиях.

I

Ts 7

« 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.

13а рубежом для детальных исследований состояния цементного кольца 'С'

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.

I Эти цементомеры имеют многоэлементные акустические зонды и

работают на головных упругих волнах на частотах до 100 кГц. Наиболее Щ .#' 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 Щ 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

т акустический зонд, который содержит 8 излучателей и 8 приемников,

размещенных попарно в радиальном направлении через 45°, что позволяет

¦ w выполнять контроль качества цементирования обсадной колонны в 8-ми

секторах обсадной колонны через 45° по её периметру.

8

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:

щ 0} • 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 щ трехэлементного интегрального акустического цементомера и методики его

_ применения для количественной оценки состояния цементирования скважин;

• • изучение возможностей акустических зондов секторного типа по

I .# определению качества цементирования скважин по периметру обсадной колонны;

I

9

• 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

I 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

_ • обоснованы оптимальные технические параметры трехэлементного

" интегрального акустического цементомера, необходимые для

I 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

¦ 0 параметров приемно-передающих трактов зонда;

I

10

^ • 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.

I Защищаемые положения:

¦ • трехэлементный интегральный акустический цементомер, средства его метрологического обеспечения и методика применения для

I количественного определения состояния цементирования скважин;

• 8-секторный сканирующий акустический цементомер и методика его применения для определения дефектов цементирования по периметру

ж обсадной колонны, оценки их размеров и пространственной ориентации

относительно апсидальной плоскости скважины; I • аппаратурный комплекс и методика комплексной интерпретации

данных, получаемых акустическими цементомерами интегрального и | (% секторного типа и селективно-интегральными гамма-гамма цементомерами. ж Практическая ценность работы. На основе результатов проведенных

¦ исследований разработаны:

I • трехэлементная интегральная акустическая аппаратура МАК-2 и её

модификации, предназначенные для общих (массовых) исследований | скважин с целью количественного определения состояния их

ш цементирования;

• отраслевой документ «Методическое руководство по компьютерной I If' технологии контроля технического состояния и качества цементирования

I

11

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

I 0L. 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

I контроля технического состояния и качества цементирования обсадных

колонн нефтегазовых скважин», утвержденный Управлением

I геологоразведочных и геофизических работ Минтопэнерго Российской

Федерации. В этом документе регламентирована технология скважинных

I* I

12

,щ 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

I 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-

I практическом семинаре «Новые сейсмоакустические технологии

исследования нефтегазовых скважин» (г. Тверь, 1997 г.), на научных

I '$ симпозиумах по геофизическим технологиям (г. Уфа, 1998 - 2005 г.г.),

¦ которые проводились в рамках ежегодной Международной Уфимской выставки «Нефть. Газ», на международном Российско-китайском

I симпозиуме по промысловой геофизике «Уфа-2000», на II Китайско-

Российском научном симпозиуме по геофизическим исследованиям скважин I (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 I If получено 6 авторских свидетельств, 1 патент на изобретения.

I

13

- 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.

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

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

Автор также выражает признательность и благодарность щ руководителям и специалистам ОАО НПФ «Геофизика» за помощь в

проведении исследований и обсуждении результатов: к.т.н. Лаптеву В.В.,

, к.т.н. Труфанову В.В., к.т.н. Семенову Е.В., к.т.н.

I

к.т.н. Прямову П.А

|Служаеву В.Н., к.т.н. Иванову В.Я., к.т.н. Ахметсафину Р.Д., Маломожнову ш ^ 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 I проведении скважинных испытаний разработанной аппаратуры: к.т.н.

т Шилову А.А., к.т.н. Коровину В.М., к.г.-м.н. Булгакову Р.Б. (ОАО

«Башнефтегеофизика»), к.т.н. Нуретдинову Я.К., Горгуну В.А., Мухамадиеву ¦ л\ Р.С. (ОАО «Татнефтегеофизика»); а также директору ГУП «Центр

метрологических исследований «Урал-Гео» к.т.н. Лобанкову В.М. за помощь I в проведении модельных работ.

I I I

Г

I

14

^ 1 Контроль качества цементирования нефтегазовых скважин -современное состояние

Качественное цементирование нефтегазовых скважин является одной из важнейших задач при их строительстве и необходимо для надежного разобщения продуктивных пластов от остальной части геологического разреза. От успешного решения этой задачи зависит последующая мр производительность скважины и, в конечном счете, себестоимость добываемой продукции.

Не менее важной задачей при цементировании скважин является

¦ обеспечение сохранности окружающей среды экологической безопасности в процессе эксплуатации нефтегазовых месторождений.

I Поэтому контроль качества цементирования скважин (КЦС) на этапе

их строительства и в процессе разработки месторождений является одной из

¦ ?- актуальных задач промыслово-геофизической службы.

1.1 Особенности цементирования нефтегазовых скважин

I Цементирование нефтегазовой скважины заключается в закачке

тампонажного материала в заданный интервал глубин заколонного

щ пространства с целью формирования в затрубье прочного цементного камня,

I позволяющего надежно изолировать нефтегазоносные и водоносные пласты

v друг от друга и остальной части разреза, а также защищать обсадную

I колонну от коррозии.

Конструкция нефтегазовой скважины, тип обсадных колонн и щ тампонажных материалов зависит от конкретных геолого-технических

т условий бурения скважины (физико-механических свойств горных пород,

пластовых давлений и температур, характеристик пластовых флюидов, I искривления ствола и других факторов) и определяется технологическим

регламентом по креплению скважин на конкретных месторождениях /80, 81, 85/.

I

ф

I I

I I I»

I I I I

I* I

15

В конструкции скважины различают следующие типы обсадных колонн - направление, кондуктор, промежуточная колонна и эксплуатационная колонна.

В настоящее время для крепления нефтегазовых применяют, в основном, стальные обсадные трубы по ГОСТ 632-80 с наружным диаметром от 114,3 до 508,0 мм и толщиной стенки от 6 до 14 мм.

Наиболее часто в Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносной провинциях используют конструкцию скважины, приведенную, в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Типичная конструкция скважины

Тип обсадной колонны Наружный диаметр обсадной колонны, мм Номинальный диаметр ствола скважины, мм

Направление 323,9 393,7

Кондуктор 244,5 295,3

Эксплуатационная 146,0 (168,3) 215,9

Для цементирования нефтегазовых скважин применяют различные тампонажные материалы, характеристики которых приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Характеристики наиболее распространенных тампонажных материалов по ГОСТ 1581-96

Тампонажный материал Условное обозначе- Ограничения по Плотность цементного Прочность при изгибе (МПа)

ние температуре окружающей среды (°С) раствора (г/см*) 1 сут. 2 сут.

Портландцемент тампонажный бездобавочный ПЦТ1-50 ПЦТ1-100 15-50 50-100 1,88-1,90 1,88-1,90 3,5 2,7

Портландцемент тампонажный с минеральными добавками ПЦТП-50 ПЦТП-100 15-50 50-100 1,83-1,85 1,85-1,93 3,5 2,7

Портландцемент тампонажный облегченный ПЦТШ-Об (4-6)-50 ПЦТШ-Об (4-6)-100 20-50 50-100 1,40-1,60 1,40-1,60 - 0,7 1,0

16

I I I

I 4

Портландцемент ПЦТШ-Ут 25-50 2,0-2,3 - -

тампонажный (0,3)-50

утяжеленный ПЦТШ-Ут 50-100 2,0-2,3 - 2,0

(0,3)-100

По плотности (в г/см3) тампонажные растворы подразделяются на легкие (до 1,3), облегченные (1,3-1,75), нормальные (1,75-1,95), утяжеленные (1,95—2,2), тяжелые (свыше 2,2).

В большинстве нефтегазодобывающих регионов России эксплуатационную колонну цементируют двумя типами цементов. Нижнюю часть скважины в интервале продуктивных пластов цементируют портландцементным раствором нормальной плотности (1,8-1,9) г/см3, а верхнюю часть скважины цементируют облегченным гельцементным раствором плотностью (1,5-1,6) г/см3.

Сроки формирования и прочностные свойства цементного канала в затрубном пространстве скважины зависят от состава и плотности закачиваемых цементных растворов, скважинных термобарических условий, фильтрационно-ёмкостных свойств горных пород и других геолого-технических условий. Например, скорость формирования гельцементного камня значительно ниже по сравнению с портландцементным камнем нормальной плотности. Поэтому, оптимальные сроки контроля КЦС для конкретных цементных растворов устанавливают экспериментальным путем в заданных геолого-технических условиях.

В результате различных факторов технико-технологического и геологического характера в процессе формирования цементного камня, а также в период эксплуатации скважины в цементном кольце могут возникать следующие основные дефекты /23/:

• вертикальные каналы и трещины;

• разрывы сплошности и каверны;

• кольцевые микрозазоры на границах с обсадной колонной и горными породами;

• низкие прочностные свойства;

17 ^ • высокая проницаемость.

1.2 Основные задачи, решаемые при контроле качества т цементирования скважин

Контроль качества цементирования скважин является одним из I обязательных видов геофизических исследований при контроле технического

I состояния скважин /86/,

w При контроле качества цементирования скважин решают следующие

Ш основные задачи /33,45, 79/:

1) определение уровня подъема цементного кольца в затрубном | пространстве;

_ 2) определение состояния механического контакта (сцепления)

¦ цементного кольца на границах с обсадной колонной и горными породами;

Щ 3) определение интегральной и селективной плотности цементного

камня или иного вещества (буферной, промывочной жидкости и др.) в затрубном пространстве скважины;

g 4) определение однородности заполнения заколонного пространства по

™ плотности вещества;

¦ 5) определение эксцентричности обсадной колонны относительно оси скважины;

| ф' 6) оценка прочностных свойств цементного камня;

— 7) определение интервалов с бездефектным цементным кольцом;

• 8) выявление интервалов с дефектами в цементном кольце

¦ (вертикальные каналы, разрывы сплошности, кольцевые микрозазоры на границах цемента с обсадной колонной и породой, низкая плотность и др.);

щ 9) определение типа дефекта в цементном кольце (объемный или

— контактный);

¦ 10) определение пространственной ориентации и размеров дефектов

¦ ^ цементирования;

I

Список литературы