Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование контроля технического состояния колонн нефтегазовых скважин методом электромагнитной дефектоскопии

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование контроля технического состояния колонн нефтегазовых скважин методом электромагнитной дефектоскопии"

На правах рукописи

0034ьл I

ИВАНОВ ОЛЕГ ВИТАЛЬЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО

СОСТОЯНИЯ КОЛОНН НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН МЕТОДОМ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ

(НА ПРИМЕРЕ ОРЕНБУРГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 21.1^ ^

Уфа - 2009

003463734

Работа выполнена в НПФ «Оренбурггазгеофизика» ООО «Газпромгеофизика»

кандидат технических наук, Марков Владимир Александрович

доктор технических наук, старший научный сотрудник Кнеллер Леонид Ефимович

доктор технических наук, профессор Загидулин Ринат Васикович

Ведущая организация: ОАО «Системы и технологии

обеспечения безопасности «Техдиагностика» (г. Оренбург)

Защита диссертации состоится 20 марта 2009 года в 1600 часов, в конференц-зале на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО «НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г.Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан 19 февраля 2009 г.

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ученый секретарь совета доктор химических наук

Д.А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

Общей задачей исследования технического состояния скважин (ИТСС) является - получение надежной и качественной информации о техническом состоянии колонн, качестве их цементирования в скважинах различной категории для прогнозирования их безопасной последующей эксплуатации. Исследование технического состояния скважин геофизическими методами проводится на всех этапах их существования: строительства, эксплуатации, капитального ремонта и ликвидации. Полнота и объективность полученных данных определяются конструкцией скважины (наличие насосно-компрессорных труб (НКТ), подземного оборудования, многоколонность, и пр.), скважинными условиями, технологией проведения исследований, применяемым комплексом ГИС и техническими возможностями скважинной геофизической аппаратуры, системностью подхода к измерениям.

Увеличение фонда добывающих скважин с длительным сроком эксплуатации (более 25-30 лет) повышает вероятность техногенного загрязнения окружающей среды обитания человека. Наиболее опасными с точки зрения последствий и вероятности загрязнения окружающей среды являются скважины, в продукции которых имеются сероводородсодержащие компоненты. Недостаток информации о техническом состоянии подземного оборудования нефтегазовых скважин в условиях эксплуатации их с повышенным содержанием сероводорода (например, на Оренбургском газоконденсатном месторождении (ОНГКМ) - более 6%) в добываемом углеводородном продукте может иметь катастрофические последствия для экосистемы в местах нефтегазодобычи.

Эксплуатация подземных хранилищ газа (ПХГ), созданных в истощенных газовых месторождениях, из-за негерметичного подземного оборудования скважин и утечек газа из резервуара ПХГ существенно осложняется. В результате миграции газ попадает в водоносные горизонты терригенных отложений и, скапливаясь в них, приводит к образованию техногенной залежи.

При глубинном источнике формирования зон нефтезагрязнения в зоне дефектных скважин восходящие перетоки флюидов по околоствольному пространству могут носить столь значительные масштабы, что в отдельных случаях сопровождаются прямыми поверхностными нефтепроявлениями и изли-вами минерализованных вод.

Наличие агрессивных сероводородных веществ в продукции скважин способствует корродированию как внутренней, так и наружной поверхности колонн. В случае же возникновения механического напряжения в местах корродирования может происходить коррозионное и сульфидное растрескивание колонн, что приводит к негерметичности подземного оборудования скважин (эксплуатационных колонн, НКТ).

40-летний опыт эксплуатации Оренбургского газоконденсатного месторождения в условиях повышенного водородсодержания показывает, что с увеличением сроков эксплуатации добывающего фонда скважин в них воз-

растает количество выявленных дефектов эксплуатационных колонн, НКТ и изоляции заколонного пространства.

Таким образом, исследование технического состояния скважин, в том числе выделение дефектов стенок эксплуатационных колонн коррозионного, механического, технологического происхождения, является чрезвычайно важной и актуальной задачей.

В настоящее время для исследования технического состояния скважин используются в основном стандартный ряд модернизированных методов ГИС поколения 80-х годов прошлого века, которые позволяют получать по большей части интегральные и качественные характеристики крепления ствола скважин, а также определять интегральные толщины металла колонн.

Для повышения точности определения толщины и вероятности выявления различных дефектов стенок колонн в скважинах необходимо расширять возможности существующих средств измерений, разрабатывать новые технологии геофизических исследований, совершенствовать программно-методические средства процесса регистрации и обработки геофизических данных.

В последнее время разработаны и серийно выпускаются новые виды отечественной геофизической аппаратуры для исследования технического состояния скважин (обсадных колонн): аппаратурно-методический комплекс АМК-2000, акустический телевизор САТ-4, ВАД-12, 24 и 48 - рычажные трубные профилографы. Созданные новые программно-методические средства по исследованию и обработке данных позволяют повысить эффективность геофизических исследований. Однако информационный уровень существующего комплекса технических и программно-методических средств недостаточен для надежного выявления дефектов колонн типа трещин, интервалов коррозии, локальных нарушений, кроме того, акустические методы имеют ограничения в применении (скважинные условия, габариты).

Наиболее перспективным методом для диагностирования обсадных и насосно-компрессорных труб является магнитный (электромагнитный) метод, поскольку для этого не требуется механический контакт датчиков с объектом измерения (внутренней поверхностью колонны), при этом могут выявляться перечисленные выше типы дефектов под слоем изоляции и без нее, для метода некритичен состав среды внутри колонны - это может быть газ, нефть, вода или смесь с неограниченным числом фаз. В скважинах со спущенными НКТ единственным информационным методом о состоянии эксплуатационной колонны является электромагнитная дефектоскопия - толщинометрия, т. к. метод электромагнитного зондирования позволяет производить исследование колонн диаметром 52 - 350 мм при диаметре зонда, равном 30 мм. Кроме того, в отличие от радиоактивной тол-щинометрии, технология электромагнитной дефектоскопии не требует использования радиоактивных источников и поэтому является безопасной в эксплуатации.

Широким фронтом много лет ведется разработка скважинной аппаратуры электромагнитной дефектоскопии в ВНИИГИС (г. Октябрьский) и учрежденных им предприятиях (Даниленко В.Н., Кнеллер Л.Е., Потапов А.П., Миллер A.B. и др.). Эффективность этих разработок подтверждена многолетним практическим опытом использования в различных регионах России.

Однако опыт эксплуатации существующих аппаратурно-методических комплексов электромагнитной дефектоскопии в условиях Оренбургского газоконденсатного месторождения (ОНГКМ) показал, что погрешность определения толщины эксплуатационных колонн и НКТ не всегда укладывается в заявленный диапазон. Кроме того, локальная намагниченность метала труб зачастую искажает расчетную толщину и отображается на ней в виде ложных дефектов/Анализ аппаратурных и методических реализаций (алгоритмов обработки) технологии электромагнитной дефектоскопии для нефтегазовых скважин показал, что для повышения точности измерения толщины необходимо: во-первых, повысить на порядок информативность исходных данных со скважинной аппаратуры; во-вторых, разработать адаптивный (автоматически адаптирующийся под такие изменяющиеся внешние условия, как локальная намагниченность, расцентровка скважинного прибора внутри колонны) алгоритм оперативной обработки данных, характеризующих затухание электромагнитного поля в колонне или НКТ. Кроме того, для выявления вышеуказанных нарушений стенок обсадных колонн и определения их характера (пространственной ориентации) необходимо на основе технологии электромагнитной дефектоскопии интегрального типа разработать аппаратурно-методический комплекс с дифференциальным принципом оценки состояния металла труб.

Цель диссертационной работы - совершенствование контроля технического состояния колонн нефтегазовых скважин методом электромагнитной дефектоскопии с использованием последних достижений в области микроэлектроники.

Основные задачи исследований

1. Изучить основные закономерности распределения и затухания магнитного поля в трубе, изготовленной из ферромагнитного материала с последующей разработкой математической модели для интегрального способа измерения толщины обсадных колонн.

2. Разработать скважинную аппаратуру электромагнитной дефектоскопии интегрального типа ЭМДС-И (электромагнитный дефектоскоп импульсный), позволяющую получать необходимый для реализации созданной математической модели объем информации о затухании электромагнитного поля в обсадных колонных и НКТ.

3. Разработать программно-методический комплекс для регистрации данных с аппаратуры ЭМДС-И и для последующей обработки полученной

информации с целью определения интегральной толщины стенок исследуемых труб.

4. На основе результатов математического и физического моделирования, а также полевых исследований комплексом ЭМДС-И, разработать методику дифференциальной оценки целостности стенок обсадных колонн в скважинах электромагнитным методом.

5. Разработать многоэлементный измерительный зонд (состоящий из магнитных сенсоров) для скважинкой аппаратуры СЭМД (сканирующий электромагнитный дефектоскоп), обеспечивающий дифференциальное исследование эксплуатационных колонн с выявлением трещин, мест коррозионного износа, интервалов кумулятивной и сверлящей перфорации.

6. Разработать программно-методический комплекс, позволяющий регистрировать данные СЭМД и вести обработку полученной информации с представлением результатов исследований в виде кривых для каждого магнитного сенсора, либо цветовой развертки по периметру эксплуатационной колонны, или в виде ее трехмерного изображения.

Методы исследований

Теоретические исследования, математическое моделирование с применением итерационных методов и расчетов на ЭВМ, обобщение и анализ экспериментальных данных, полученных при проведении опытных работ на метрологических моделях обсадных колонн, сопоставление теоретических и экспериментальных данных. Апробация разработанной аппаратуры и методики в производственных условиях на скважинах и оценка эффективности найденных решений путем сопоставления с данными других геофизических методов.

Научная новизна работы

1. Разработан алгоритм обработки данных интегральной электромагнитной дефектоскопии с возможностью учета магнитной анизотропии металла колонн.

2. Обоснована необходимость фиксации дополнительной индукции магнитного поля, вызванной только локальной намагниченностью труб в разработанной для производственного применения программно-управляемой аппаратуре электромагнитной дефектоскопии интегрального типа ЭМДС-И с автоматически регулируемым коэффициентом усиления измерительного тракта. Все это дало возможность регистрировать 95 % кривой затухания электромагнитного поля, выявлять и учитывать его неоднородность в колонне, обеспечило точность измерения интегральной толщины колонн в одноколонной конструкции с абсолютной погрешностью ±0.3 мм, в двухколонной конструкции: для внутренней колонны -±0.5 мм, для внешней - ±1.2 мм.

3. Впервые разработана методика дифференциальной оценки целостности стенок обсадных колонн электромагнитным методом за счет определения пространственного распределения магнитного поля внутри ферромагнитных труб путем определения направлений (углов) векторов силовых линий магнитной индукции В по всему периметру окружности эксплуатационной колонны.

4. Научно обоснована и разработана скважинная аппаратура электромагнитной дефектоскопии дифференциального типа СЭМД для оценки целостности эксплуатационных колонн, состоящая из многоэлементного (до 192 шт.) измерительного зонда, построенного на датчиках, чувствительных только к направлению магнитного поля, и модуля микро-ЭВМ. Использование высокопроизводительных микропроцессорных средств позволило в реальном времени производить опрос магнитных датчиков, вести первичную обработку данных внутри прибора и передавать оптимальное количество информации по геофизическому кабелю.

Основные защищаемые положения

1. Аппаратурно-методический комплекс ЭМДС-И, позволяющий оценивать техническое состояние нефтегазовых скважин посредством определения интегральной толщины стенок колонн в одно- и двухколонной конструкции с учетом неоднородности магнитного поля и выявлять дефекты,, связанные с потерей объема металла, соответствующего уменьшению толщины от 0,3 мм и выше на исследуемом участке трубы (протяженность которой равна длине измерительного зонда).

2. Способ выявления дефектов эксплуатационных колонн за счет определения векторных характеристик магнитного поля.

3. Аппаратурно-методический комплекс СЭМД, обеспечивающий за счет применения магнитных сенсоров, чувствительных только к направлению магнитного поля, вьивление дефектов стенок колонны коррозионного, механического, технологического происхождения вертикальной/горизонтальной протяженностью от 30 мм с шириной раскрытия от 0.5 мм, а также определение их конфигурации.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Аппаратура электромагнитной дефектоскопии позволила повысить точность измерения толщины стенок колонн (с погрешностью ±0.3 мм для одноколонной конструкции, в двухколонной конструкции: для внутренней колонны - ±0.5 мм, для внешней - ±1.2 мм) и увеличить достоверность выявления дефектов за счет регистрации дополнительной электродвижущей силы (э.д.с.), вызванной локальной намагниченностью.

Аппаратно-методический комплекс ЭМДС-И, состоящий из скважин-ной аппаратуры в количестве 5 шт. и программно-обрабатывающего комплекса эксплуатируется в НПФ «Оренбурггазгеофизика» на протяжении 5 лет, исследовано более 300 скважин.

Сканирующий электромагнитный дефектоскоп СЭМД обеспечивает дифференциальную оценку состояния металла обсадных колонн, выявление в них различных дефектов, их конфигураций и представление их в виде 2Б и ЗБ изображения. Информация о целостности стенок эксплуатационных колонн позволяет предотвращать возникновение аварийных ситуаций в нефтегазовых скважинах.

Технология электромагнитной дефектоскопии дифференциального типа в составе скважинного макета сканирующего электромагнитного дефектоскопа СЭМД и программно-обрабатывающего комплекса проходит испытания на скважинах в условиях производственного процесса.

Апробация работы

Результаты работ по теме диссертации докладывались на Международной научно-технической конференции: Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. (Оренбург - 2002 г.), на Международной научно-технической конференции: Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. (Оренбург - 2004 г.), на Международной научно-технической конференции: «Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения» (Оренбург - 2007 г.), на Международной научно-технической конференции: Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред (Оренбург - 2008 г.), на научно-практической конференции «Новая техника и технология для геофизических исследований скважин» (Уфа - 2008 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе 12 работ в изданиях, рекомендованных. ВАК.

В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, проведение теоретических исследований, анализ и обобщение полученных результатов.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 3 глав, заключения и одного приложения. Текст изложен на 162 страницах, включая 41 рисунок, 6 таблиц, список использованных источников из 106 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность темы, степень научной разработанности проблемы, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна работы, приводятся практическая ценность и защищаемые положения, сведения о реализации и апробации работы.

В первой главе сделан анализ отечественного и зарубежного аппаратурного обеспечения технологий ГИС контроля технического состояния нефтегазовых скважин, рассмотрены основные применяемые для данных задач виды геофизической аппаратуры (акустическая, электромагнитная, радиоактивная, трубная профилеметрия), приведены технические характеристики аппаратурных комплексов и основные влияющие на измерения факторы.

Отмечено, что на современном этапе развития в технологии оценки технического состояния колонн в скважинах достигнуты значительные результаты, позволившие повысить качество и информационную наполненность диагностируемых параметров. Такой прогресс был обеспечен тем, что для целей диагностирования используются методы измерения с разной физической основой. Такие виды исследований, как магнито-имульсная и электромагнитная дефектоскопия, гамма-гамма-цементометрия-толщинометрия, трубная профилеметрия, термометрия, сканирующая акустика и др., позволяют при комплексной обработке и интерпретации определять следующие параметры: толщину колонн, зоны смятия, коррозии, интервалы перфорации и т. д. Каждый метод необходимо развивать и совершенствовать, и все они одинаково важны для повышения достоверности всей технологии оценки технического состояния колонн в нефтегазовых скважинах.

Скважинная аппаратура каждого типа позволяет решать определенный круг задач по исследованию технического состояния скважин. Однако существуют условия, при которых каждый метод позволяет более достоверно решать эти задачи. К примеру, для контроля состояния цементного камня за колонной скважинной аппаратурой акустического типа необходимо, чтобы плотность раствора не превышала 1300 кг/м3. Аппаратура трубной профиле-метрии позволяет определять профиль внутренней поверхности эксплуатационных колонн при условии отсутствия на внутренней поверхности колонн цементной корки, парафиновых отложений и т.п.

Поэтому при проведении исследования технического состояния колонн и НКТ необходимо учитывать особенности использования конкретных видов скважинной аппаратуры.

В последнее время в связи с длительной эксплуатацией скважин большинства месторождений нефти и газа, возрастающей опасностью их дальнейшей эксплуатации все большую значимость и востребованность приобретают дифференциальные методы ГИС. Возможность дифференциального измерения таких параметров, как толщина колонн, качество цементирования эксплуатационных колонн и т. п. позволяет повысить эффективность геофизических исследований при комплексировании их с интегральными метода-

ми. В этом случае информация интегрального характера о состоянии колонн в скважине детализируется с целью выявления локальных дефектов дифференциальными данными по секторам окружности. Степень дифференциации (количество измеренных параметров по периметру окружности) может принимать значение от 8 (восьмирадиусный профилемер ПТС-4) до 800 (сканирующий акустический телевизор САТ) и зависит от вида используемой аппаратуры. Дифференциальные методы решают следующие задачи: секторное определение качества цементирования обсадных колонн, определение дифференциальной толщины колонн, выявление нарушений различного характера - трещин, интервалов перфорации и т.п.

Сделан вывод, что несмотря на достаточно широкий спектр аппаратных и программно-методических средств отечественного производства, применяемых для диагностирования технического состояния нефтегазовых скважин, к настоящему моменту актуальными и наиболее проблемными по-прежнему остаются следующие задачи исследования технического состояния колонн в скважинах:

- выделение коррозионных зон, мест дефектов и их характера (тип дефекта, пространственная ориентация дефекта, его глубина) размерами менее 20 мм в эксплуатационной колонне;

- диагностирование колонн через НКТ в действующих скважинах и технических колонн через эксплуатационную;

- определение остаточной дифференциальной толщины эксплуатационной колонны (согласно критериям первого уровня при эксплуатации в се-роводородсодержагцих средах изменение толщины стенки трубы не должно превышать 5%);

- выявление зон перфорации, полученных при помощи сверления и кумулятивных зарядов со сниженным фугасным воздействием.

Реализация этих задач сопряжена со многими трудностями, в некоторых случаях при выполнении ГИС необходимо соблюдение определенных, а иногда взаимоисключающих условий. Электромагнитное (магнитное) зондирование эксплуатационных колонн позволяет решить эти задачи исследования технического состояния нефтегазовых скважин. Технологичность и безопасность применения метода электромагнитной дефектоскопии дает возможность проводить исследования практически при любой конструкции подземного оборудования скважин с проходным диаметром от 52 мм до 350 мм. Существует только одно условие - эксплуатационные колонны и НКТ должны быть изготовлены из ферромагнитного материала (любых сплавов магнитной стали).

В настоящее время применяется достаточное количество отечественных и зарубежных модификаций аппаратурно-методических средств для дефектоскопии эксплуатационных колонн и НКТ, основанных на измерении изменения значений напряженности (индукции) электромагнитного поля в металле колонн.

Анализ технических характеристик приведенных отечественных и зарубежных аппаратурных комплексов позволяет сделать следующий вывод:

и

Не смотря на активное развитие в последнее десятилетие методов электромагнитной скважинной дефектоскопии потенциальные методические и физические возможности этого способа измерения как интегрального, так и дифференциального типов, полностью не исчерпаны.

Один из путей реализации этих возможностей - повышение информативности первичных данных имеющихся типов аппаратуры (техническая реализация), использование других параметров магнитного поля в обсадных колоннах с целью получения новой информации о дефектах стальных труб.

Выяснено, что при интегральном способе измерения это необходимо для повышения точности определения толщины эксплуатационных колонн (ШСТ) и учета неоднородности магнитного поля в трубах. В случае же дифференциального способа измерения количество и качество измеряемых параметров, характеризующих распределение магнитного поля в обсадных трубах по их глубине и периметру, определяет минимальный размер выявляемых дефектов. Для выявления таких дефектов, как трещин (внутренних и наружных) с шириной раскрытия менее 5 мм, возникающих, к примеру, в условиях эксплуатации скважин с повышенным содержанием сероводорода (как на Оренбургском НГКМ - более 6%), необходимо увеличивать количество магнитных сенсоров по периметру обсадных колонн.

Во второй главе рассмотрены теоретические и практические проблемы, возникшие при реализации технологии электромагнитной дефектоскопии интегрального типа. Приведен анализ технологии изготовления обсадных труб для нефтяной и газовой промышленности, проанализированы магнитные свойства ферромагнитных сплавов, применяемых при изготовлении обсадных колонн и НКТ. Выяснено, что на результаты исследования обсадных колонн методом электромагнитной дефектоскопии, влияет множество различных факторов (твердость, предел прочности, температура отпуска, химический состав стали, деформационное состояние и др.), неизбежно присутствующих при изготовлении труб. Все эти факторы, как показала практика применения существующих аппаратурно-методических реализаций метода электромагнитной дефектоскопии, оказывают влияние на точность определения интегральной толщины обсадных колонн и вероятность выявления дефектов различного характера (трещин, интервалов перфорации, участков коррозии и др.). Поэтому при дефектоскопии электромагнитным (магнитным) методом необходимо учитывать основные свойства ферромагнитных материалов (различных марок сталей), из которых изготавливаются обсадные колонны. Изменение, к примеру, магнитной проницаемости металла (для магнитных сталей она может составлять от 100 до нескольких десятков тысяч) труб ведет к изменению характера петли гистерезиса, а появление намагниченности приводит к смещению начальной точки измерения. В таблице 1 показано как влияет химический состав материалов на гистерезис. Например, для группы ¥е-Ш~ В необходимо создать напряженность Н порядка 1000-1200 кА/м для того чтобы кривая петли гистерезиса достигла точки насыщения; при этом затрачивается работа 600-800 кДж/м3.

Таблица 1 - Химический состав некоторых магнитно-твердых материа-

лов и их магнитные свойства.

Группа материалов Н, кА/м В, Тл (ВН), кДхс/м

Ре-Ш-Б 1000-1200 1,2-1,4 600-800

Эп- Со 1200-1500 1,0-1,1 400-600

Ее-Со-Ш-Л 50-120 1,0-1,2 40-60

Ее-Сг- Со 40-70 1,3-1,6 40-60

ферриты 30-100 0,3-0,5 10-15

Точность измерения методом электромагнитной дефектоскопии определятся количеством принятых во внимание факторов при интерпретации получаемых данных.

С учетом выявленных особенностей объекта исследования (обсадных труб), исходя из существующего в настоящее время теоретического обоснования и развития метода электромагнитной дефектоскопии - толщиномет-рии, автором проанализированы физические и математические закономерности магнитного поля соленоида (соленоидалыюй катушки), применяемой для измерительного зонда в электромагнитной дефектоскопии. Для аналитического расчета толщины эксплуатационных колонн и НКТ рассмотрены последовательно сначала режим статического магнитного поля для стационарного тока, а затем режим изменяющегося во времени тока в катушке. Учет всех режимов измерения позволил автору разработать применимую для оперативного расчета модель становления магнитного поля в системе, состоящей из соленоида, помещенного внутрь трубы, изготовленной из магнито-проводящего (ферромагнитного) материала. Справедливость такого подхода подтверждена результатами проведенных измерений на метрологических моделях.

При исследовании эксплуатационных колонн и НКТ методом электромагнитной дефектоскопии для измерения толщины индуктивность зонда Ь (катушки) используется в качестве базового параметра в силу зависимости её от геометрии электропроводящего контура, магнитопроводящей среды, а также её магнитной проницаемости. Индуктивность связана с магнитным потоком Ф, созданный током, протекающим в соленоиде следующим известным выражением: Ф = Ы.

В случае, когда соленоид с ферритовым сердечником находится внутри трубы из ферромагнитного материала, выражение для магнитного потока соленоида будет выглядеть следующим образом:

Ф = Ф0+Ф'+Ф", (1)

где Ф0 - поток магнитной индукции, возникающий вследствие прохождения тока через катушку соленоида; Ф - добавочный поток магнитной индукции, создаваемый материалом сердечника соленоида; Ф - в нашем случае доба-

вочный поток магнитнои индукции, создаваемый материалом соответствующего участка эксплуатационной колонны или НКТ.

Для создания магнитного потока Ф" должна быть совершена работа. По закону сохранения энергии любая работа идет на приращение какого-то вида энергии. В данном случае работа производится на приращение энергии магнитного поля.

Энергия магнитной системы в составе соленоида с ферритовым сердечником, находящимся внутри по центру трубы из ферромагнитного материала, определяется суммой энергии соленоида и энергии магнитного поля участка трубы объемом Ver '■

WMC= 1Гсол+ Wer- (2)

Учитывая (2), индуктивность системы соленоид - соответствующий участок трубы равна:

j __ А) (Р«>Н ^'сол + Метает ^ст} /i\

L-- 2- - , (i)

где Ver - объём соответствующего участка трубы, УСол - объём соленоида, Her - напряженность магнитного поля в стенках тубы.

В основе метода интегральной электромагнитной дефектоскопии-толщинометрии лежит явление электромагнитной индукции, заключающееся в том, что в замкнутом проводящем контуре при изменении потока магнитной индукции, охватываемого этим контуром, возникает индукционный электрический ток. Согласно правилу Ленца индукционный ток в контуре имеет всегда такое направление, что создаваемое им магнитное поле препятствует изменению магнитного потока, вызвавшего этот индукционный ток. Характер изменения индукционного тока починяется закону Фарадея: э.д.с. электромагнитной индукции в контуре численно равна и противоположна по знаку скорости изменения магнитного потока сквозь поверхность, ограниченную этим контуром. Этот закон является универсальным: э.д.с. не зависит от способа изменения магнитного потока.

В нашем случае для измерения толщины труб используется процесс затухания э.д.с. при отключении катушки соленоида от источника питания. Ток, протекающий в момент времени t, будет определяться общеизвестным выражением:

l^h-e'1' (4)

Тогда в общем виде (с учетом (4)) зависимость скорости уменьшения тока от объема исследуемого участка тубы Ver будет определяться следующим выражением:

_____,

отсюда находим Ver и толщину соответствующего участка трубы.

В результате проведенных теоретических обоснований автором были выведены и применены для практической реализации оригинальные математические зависимости (1), (2), (3), (5).

Для определения интегральной толщины используется известная методика расчета (к примеру, применяемая в программно методическом комплексе ЭМДС-ТМ-42), основанная на использовании опорной точки с заранее известной толщиной (полученной, например, по промысловым данным), в любом месте исследуемого интервала. При одноколонной конструкции расчет толщины может вестись только на основе уравнения (5). В двухколонной конструкции расчет толщин первой и следующей труб ведется следующим образом. Сначала из массива прологарифмированных данных, характеризующих затухание электромагнитного поля (рис. 1, а), рассчитывается специальная эмпирическая корреляционная функция:

СУ(Е) = {гО, 1, г0,2, г0,3......., гО,п}, (6)

где п - число регистрируемых со спада точек, г — коэффициенты корреляции Пирсона.

а) исходная кривая

б) кривая, полученная в аппаратуре ЭМДС-И

Затем определяется точка перегиба этой функции, по местоположению которой фиксируется граница временных интервалов для расчета толщин первой и второй колонн. Таким образом, ведется оперативный расчет временных интервалов в процессе обработки. Ранний интервал времени (до точки перегиба) берется для расчета толщины первой колонны или НКТ, а поздний ин-

тервал (после точки перегиба) - для расчета толщины второй колонны. Расчет толщины колонн ведется также по уравнению (5).

Возможен также автоматический режим, при котором программа обработки сама определяет по функции (6) тип конструкции скважины - одноколонная или двухколонная.

Под руководством и при непосредственном участии автора была разработана и создана аппаратура электромагнитной дефектоскопии ЭМДС-И (электромагнитный дефектоскоп скважинный импульсный) интегрального типа. В этой аппаратуре была реализована идея повышения информативности получаемых каротажных данных за счет применения частотного метода кодирования информации с использованием прецизионных элементов микроэлектроники. Принцип действия аппаратуры ЭМДС-И аналогичен ТМ42 и МИД-К - возбуждение индукционной э. д. с. и последующая оцифровка, и регистрация э. д. с. самоиндукции (рис. 1, а) во время перемещения прибора внутри колонн скважины. Основное отличие и усовершенствование состоит в том, что на порядок повысилось число регистрируемых данных, характеризующих затухание электромагнитного поля, в том числе за счет расширения динамического диапазона, достигнутое путем автоматического изменения коэффициента усиления измерительного тракта в скважинной аппаратуре (рис. 1, б). Техническая реализация данной разработки позволила автору решить поставленные задачи.

Для учета локальной намагниченности эксплуатационных колонн и НКТ из «полезного» сигнала вычитается значение электродвижущей силы, обусловленной индукционным током, который возникает в результате дви-. жения скважинного прибора. При прохождении скважинным прибором зон локальной намагниченности происходит изменение магнитного потока с!Ф в катушке измерительного зонда, в результате чего возникает дополнительная, «мешающая» измерению э. д. с. Эта э. д. с. сдвигает значение условного «нуля», предварительно зафиксированного при метрологической записи данных в немагнитной среде. Амплитудное значение дополнительной э. д. с. легко измеряется на дальних временах, когда кривая вышла на горизонтальную асимптоту (рис. 1 - интервал ограничен вертикальными пунктирными линиями). В этом интервале времени измерительный зонд может регистрировать только зоны локальной намагниченности (неоднородности магнитного поля) и поэтому он может использоваться в режиме локатора муфт. Применение предложенной автором методологии учета локальной намагниченности при обработке получаемых данных измерений позволил реализовать алгоритм автоматического выставления плавающего временного окна.

Для реализации разработанного алгоритма вычисления толщины при участии автора в НПФ «Оренбурггазгеофизика» создан программно-методический комплекс ЭМДС-И, который выполнен в виде программного продукта, работающего в операционной системе Windows (9х, ME, ХР, NT, 2000, 2003, Vista). В программном продукте реализован наглядный интерфейс и предусмотрен широкий спектр сервисных возможностей, позволяющих оператору легко освоить технологию интерпретации метода электромаг-

нитной дефектоскопии. Реализован всесторонний и детальный анализ каротажных данных по всему интервалу исследования.

На рис. 2 показан фрагмент записи на скважине аппаратурой ЭМДС-И в интервале перехода двухколонной конструкции в одноколонную. На рис. 2 - а показана конструкция скважины, а на рис. 2-6 изображены задержки с кривой затухания электромагнитного поля в аппаратуре ЭМДС-И в выбранном интервале. По кривой задержки, обозначенной цифрой 1 (рис. 2 - б), видно, что в интервале двухколонной конструкции кроме муфт внутренней колонны проявляются еще и муфты внешней колонны.

а).

б).

Рис. 2. Запись аппаратурой ЭМДС-И на скважине в интервале перехода двухколонной конструкции в одноколонную.

а) Конструкция скважины

б) Данные аппаратуры ЭМДС-И

Повышение информативности в скважинной аппаратуре и применение изложенного выше алгоритма обработки, в конечном итоге, позволило повысить точность диагностируемых параметров (в частности, измерять толщину колонны в одноколонной конструкции с точностью ± 0,3 мм), учитывать локальную намагниченность в трубах и минимизировать влияние рас-центровки скважинного прибора внутри эксплуатационной колонны или НКТ.

Муфтовое

соединение Труба 5"

Труба 9"

Муфтовое соединение

В третьей главе описывается разработка принципиально новой технологии магнитных измерений, реализованной с участием автора в аппаратур-но-методическом комплексе СЭМД (сканирующий электромагнитный дефектоскоп) для дифференциального измерения состояния металла эксплуатационных колонн методом электромагнитной дефектоскопии.

Для повышения качества исследований и контроля технического состояния нефтегазовых скважин методом электромагнитной дефектоскопии с учетом «Методических указаний по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов» (РД 03-421-01) необходимо дифференцировать измерения по периметру окружности обсадных колонн. Для дифференциального измерения состояния металла эксплуатационных колонн методом электромагнитной дефектоскопии рассматривается та же (как и во 2 главе) система, состоящая из соленоида, при помощи которого создается постоянное магнитное поле, и соответствующего участка эксплуатационной колонны. Измерения проводятся при стационарном установившемся магнитном поле.

На характер распределения магнитного поля в трубах, создаваемого внешним источником (соленоидом), влияет степень однородности (или наличие/отсутствие нарушений) металла эксплуатационных колонн. Намагничивание стали всегда связано с переориентировкой магнитных моментов в определенном направлении. Моменты можно выразить через зависимость их от направлений векторов магнитной индукции В. В анизотропной среде компонент вектора В определяется выражением:

где суммирование производится по пространственным координатам ] = х,у,г. Сказанное означает, что в анизотропной среде направления векторов В и Н могут не совпадать.

В намагниченной ферромагнитной среде магнитная проницаемость является тензором. В общем случае в декартовой системе координат тензор магнитной проницаемости может быть представлен в виде:

Записывая известное уравнение (7) в проекциях на оси декартовой системы координат х, у, г приходим к следующим уравнениям:

СО

М„ /V Мк 1И= Му, Муу Руг

(8)

=м*нх +Мхун>

ВУ = + /лууНу + МуН,

В2 = цаНх^цг)Ну+/лаНг

2

(9)

С целью выявления структурных изменений (нарушений) в металле эксплуатационных колонн необходимо проанализировать характер простран-

ственного распределения (или, другими словами, геометрию силовых линий) индукции магнитного поля, полученного с помощью соленоида по периметру эксплуатационной колонны. Геометрической характеристикой векторного (в данном случае магнитного) поля могут служить векторные линии.

Векторными линиями магнитного поля В (I) (линии магнитной индукции) являются кривые, в каждой точке которых касательная имеет направление вектора, определяемого углом наклона а этого вектора. На основании уравнений (7), (8) и (9) магнитная проницаемость может быть разной даже внутри ферромагнитного вещества. Следовательно, направление вектора силовых линий магнитного поля также зависит от структурного состояния металла трубы, т.е. наличия или отсутствия дефектов.

Параметры магнитного поля внутри трубы могут быть вычислены в результате решения уравнений Максвелла в трехмерной постановке при соответствующих краевых условиях. Вследствие различной магнитной проводимости вблизи поверхностных и скрытых дефектов, распределение магнитного поля внутри колонны даёт информацию о пространственном расположении дефектов стенок коррозионного, механического, технологического происхождения.

При отсутствии дефектов колонны распределение магнитных силовых линий имеет вид равномерной сетки (рис. 3). В- месте дефекта происходит искажение и искривление силовых линий магнитного поля.

Рис. 3. Неоднородности магнитного поля в местах дефекта.

Чтобы определить геометрическую характеристику (угол наклона а) векторных линий нужно расположить вокруг соленоида датчики магнитного поля, с помощью которых был бы возможен расчет относительного (по глубине исследований) изменения пространственного распределения силовых линий магнитного поля в трубах нефтегазовых скважин.

Для определения угла наклона а автором сначала аналитически рассчитаны компоненты индукции магнитного поля по соответствующим коорди-

Искажение магнитных силовых линий

Магнитные силовые линии

натам. Затем, при практической реализации этого принципа измерения, имея расчетные значения компонент, разработан приемлемый для оперативного расчета алгоритм и подобраны соответствующие магнитные сенсоры, которые позволяют измерять углы наклона а по всему периметру соленоида с определенным шагом. Этот шаг выбран исходя из необходимой минимальной достаточности, определяемой на основании соответствующих требований к значению допустимой протяженности дефекта.

Индукция магнитного поля В находится из известной системы уравнений Максвелла для магнитного поля, порожденного постоянными токами при отсутствии ферромагнитной среды:

V х В = //0 ] (10)

У-В = 0,

где ] - плотность тока.

В является соленоидальным полем и, таким образом, может быть выражено через ротор векторного потенциала А:

В = Ух А (11)

В нашем случае (при наличии ферромагнитной среды) векторный потенциал А является суммой потенциалов, созданных токами проводимости, молекулярными токами и поверхностными молекулярными токами, причем все токи создают потенциал по одному и тому же закону. Поэтому выражение для векторного потенциала источника магнитного поля, находящегося в ферромагнитной среде, будет выглядеть следующим образом:

{ ■ Т-, Т / Т ' Т \ Л

Ая

Л у <1 у J у

Г ''Г

Кг у ' э

(12)

С целью проведения измерений разработанным зондовым устройством дифференциального типа в моделях эксплуатационной колонны при непосредственном участии автора был создан макет скважинного прибора СЭМД (сканирующий электромагнитный дефектоскоп). Принципиальная электрическая схема прибора была разработана и изготовлена на базе современных микропроцессорных средств.

Скважинный макет содержит измерительную систему 1 с N датчиками магнитного поля (рис. 4), расположенными равномерно вокруг соленоида, по периметру круга, выходы которых подключены к входу аналогового коммутатора 2, выход которого подключён ко входу прецизионного дифференциального усилителя 3, второй вход которого соединён с нулевой точкой, выход прецизионного дифференциального усилителя подключен ко входу аналого-цифрового преобразователя 4, выход которого подключен ко входу микропроцессорного устройства 5, соединенного с оперативной памятью 6 двунаправленной линией связи, а также подключенного к модулю телеметрии и согласования с геофизическим кабелем 7 (рис. 4).

регистратору

Рис. 4. Функциональная схема устройства для анализа характера распределения магнитного поля в колонне.

Скважинным макетом СЭМД в процессе разработки были проведены испытания в моделях эксплуатационных колонн при различных напряженно-стях магнитного поля. Произведён анализ распределения силовых линий индукции магнитного поля в магнитно-однородных и неоднородных средах. На рис. 5 приведены замеры в модели эксплуатационной колонны внешним диаметром 148 мм и толщиной 8 мм с искусственно созданными дефектами. Искривление силовых линий на рисунке соответствует местам расположения дефектов, при этом также возможно определение ориентации дефектов.

1.3 x200 мм Сквозной пропил

1.3 х 50 мм Сквозной пропил

10 15 мм Отверстия

1.3 х 50 мм Сквозной пропил

Рис. 5. Запись на модели дефектов.

Автором была разработана программа регистрации данных скважинно-го сканирующего электромагнитного дефектоскопа, позволяющая регистрировать данные по глубине исследования в обсадных колоннах нефтегазовых скважин.

Для обработки и визуализации результатов измерения аппаратурой СЭМД автором совместно со специалистами НИИГТ НПФ «Оренбурггазге-офизика» разработан программно-методический комплекс. Программа позволяет визуализировать данные сканирующей электромагнитной дефектоскопии в трех видах: силовых линий, плоской цветовой развертки и ЗБ с возможностью цветовой градации. Приведенные на рис. 5 и рис. б результаты исследований на моделях и скважинах выполнены с помощью вышеперечисленных программных комплексов.

Аппаратура СЭМД прошла испытания на скважинах в условиях производственного процесса. В частности, на рис. 6 показано выявление интервала перфорации на скважине этой аппаратурой.

Рис. 6. Выявление интервала перфорации на скважине аппаратурой СЭМД.

Основные выводы

1. На основе проведенных теоретических исследований автором были выведены и применены для практической реализации оригинальные математические зависимости для расчета интегральной толщины обсадных колонн и НКТ. Установлено, что фиксация дополнительной индукции магнитного поля, вызванной только локальной намагниченностью труб, позволяет выявлять и учитывать неоднородность магнитного поля при расчете интегральной толщины.

2. Разработана программно-управляемая скважинная аппаратура электромагнитной дефектоскопии интегрального типа ЭМДС-И (электромагнитный дефектоскоп импульсный), с автоматически регулируемым коэффициентом усиления измерительного тракта, позволяющая получать необходимый для реализации созданной математической модели объем информации о затухании электромагнитного поля в обсадных колонных и НКТ (регистрируется 95 % кривой затухания электромагнитного поля).

3. Создан программно-методический комплекс для регистрации данных с аппаратуры ЭМДС-И и для последующей обработки полученной информа-

ции с целью определения интегральной толщины стенок исследуемых труб. За счет внедрения технологии электромагнитной дефектоскопии ЭМДС-И повысилась точность измерений (в одноколонной конструкции с погрешность равна ±0.3 мм, в двухколонной конструкции: для внутренней колонны - ±0.5 мм, для внешней - ±1.2 мм.), что особенно актуально при оценке технического состояния эксплуатационных колонн через НКТ в действующих скважинах.

4. На основе результатов математического и физического моделирования, а также полевых исследований комплексом ЭМДС-И установлено, что определение углов векторов силовых линий магнитного поля, создаваемого соленоидом в эксплуатационной колонне, позволяет по-секторно оценивать целостность металла обсадных колонн.

5. Разработан аппаратурно-методический комплекс СЭМД (сканирующий электромагнитный дефектоскоп) в составе программы регистрации, программы обработки первичных данных и скважинной аппаратуры, предназначенной для работы в скважинах, имеющих диаметр колонн от 110 мм до 168 мм. Разработанная технология СЭМД за счет применения магнитных сенсоров, чувствительных только к направлению магнитного поля, обеспечивает выявление локальных дефектов вертикальной/горизонтальной протяженностью от 30 мм различного типа (очагов коррозии, трещин, интервалов перфорации, внутренних нарушений неспешности металла и т.д.) с шириной раскрытия от 0.5 мм и определение их характера (пространственное расположение).

Развитие технологии СЭМД и интерпретации полученных материалов позволяет в перспективе определять глубину дефектов, классифицировать нарушения по видам. Кроме того, разработанная автором методика измерения векторных характеристик магнитного поля может эффективно использоваться для уточнения глубины нахождения измерительных средств при сква-жинных геофизических исследованиях.

Мониторинг технического состояния эксплуатационных колонн в скважинах с использованием предлагаемых средств измерения расширяет прогнозные возможности геофизики для предотвращения возникновения аварийных ситуаций.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Марков В.А., Иванов О.В., Исследование технического состояния колонн скважин геофизическими методами // НТВ «Каротажник». - Тверь: АИС. -2004. №. 5-6 (118-119). - С. 245-253.

2. Марков В.А., Шулаев В.Ф., Масленников В.И., Иванов О-В. Технология электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн разведочных и эксплуатационных скважин. И НТВ «Каротажник». - Тверь: АИС, 2004. № 5-6 (118-119)-С. 259-265.

3. Марков В.А., Шулаев В.Ф., Масленников В.И., Иванов О.В. Современные геофизические технологии диагностирования технического состояния эксплуатационных скважин. // Нефтепромысловое дело, Ежемесячный научно-технический журнал, - 2007. № 12. - С. 26 - 29.

4. Патент № 2319955 Россия, МПК G01N 27/87. Способ магнитной дефектоскопии колонн в нефтегазовых скважинах и устройство для его осуществления. / Деркач A.C., Марков В.А., Шулаев В., Иванов О.В. // Заявл. 29.03. 2005.; Опубл. 20.03.2008, Бюл. Изобретения - № 8.

5. Патент на изобретение № 2290632 Россия, МПК G01N 27/90. Электромагнитный дефектоскоп скважинный. / Марков В.А.., Шулаев В.Ф., Масленников В.И, Иванов О.В. // Заявл. 28.06.2004.; Опубл. 27.12.2006, Бюл. Изобретения - № 36.

6. Патент № 2298646 Россия, МПК Е21В 47/04. Способ измерения глубины скважины при геофизических исследованиях. / Масленников В.И., Марков В.А., Иванов О.В. // Заявл. 27.09.2005.; Опубл. 10.05.2007, Бюл. Изобретения-№ 13.

7. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2003612136 Россия. Программно-методический комплекс (КВАНТ). / Деркач

A.C., Беляев В.П., Масленников В.И., Иванов О.В. // Заявл. 11.07.2003.; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 11.09.2003.

8. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2004610717 Россия. Программно-методический обрабатывающий комплекс (ЭМДС). / Шулаев В.Ф., Масленников В.И., Иванов О.В. // Заявл. 28.01.2004.; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 19.03.2004.

9. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2006610346 Россия. Программа сбора и анализа данных магнитной дефектоскопии. / Деркач A.C., Иванов О.В., Шулаев В.Ф., Масленников В.И. // Заявл. 24.12.2005.; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 19.01.2006.

10. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2006613265 Россия. Программа обработки и визуализации данных сканирующей электромагнитной дефектоскопии. / Марков В.А.., Иванов О.В., Шулаев В.Ф., Масленников В.И. // Заявл. 24.07.2006.; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 15.09.2006.

11. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2007612453 Россия. Программа для регистрации магнитной анизотропии металла обсадных колонн. / Марков В.А.., Иванов О.В., Шулаев В.Ф., Масленников В.И. // Заявл. 23.04.2007.; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 09.06.2007.

12. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2007610560 Россия. Дифференциальное исследование электромагнитных полей на дефектах обсадных колонн. / Деркач A.C., Иванов О.В., Шулаев

B.Ф., Масленников В.И. // Заявл. 23.11.2006.; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 05.02.2007.

В других изданиях:

13. Иванов О.В. Технология интерпретации электромагнитной дефектоскопии в программно-методическом комплексе ЭМДС-И. //Современные геофизические технологии. Материалы научно-практической конференции «Геофизические технологии XXI века». - Оренбург, 2005. - С. 156-162.

14. Марков В.А., Шулаев В.Ф., Масленников В.И., Иванов О.В. Диагностика технического состояния скважин ОНГКМ геофизическими методами. И Материалы международной научно-технической конференции: Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводо-родсодержахцих сред. - Оренбург: 2002. - С. 104-111.

15. Марков В.А., Шулаев В.Ф., Масленников В.И., Иванов О.В. Способы повышения информативности и достоверности метода электромагнитной дефектоскопии. //Материалы научно-практической конференции «Новая техника и технология для геофизических исследований скважин». - Уфа, 2008. -С. 35-36.

16. Масленников В.И., Иванов О.В. Развитие геофизических технологий диагностирования технического состояния эксплуатационных скважин. //Специализированный сборник. Геология, Бурение, Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 2008: - №3. - С. 36 - 41.

17. Экологические аспекты контроля технического состояния скважин нефтегазовых месторождений и ПХГ по геофизическим данным. Деркач A.C., Марков В.А., Масленников В.И., Иванов О.В. // Современные геофизические технологии. Материалы научно-практической конференции «Геофизические технологии XXI века». - Оренбург: 2005. - С. 163-169.

Подписано в печать 18.02.09 г. Формат 60x84'/j6. Усл.печ. л. 1,4. Бумага офсетная Гарнитура Times. Тираж 100 экз. Заказ № 43. Печать на ризографе.

Отпечатано в типографии ООО «Лайм» г.Уфа, ул. Новосибирская, 2.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Иванов, Олег Витальевич

Введение.

Глава 1. Обзор существующих технологий ИТСС.

1.1. Интегральные технические средства для ИТСС.

1.2. Обзор дифференциальных методов ГИС.

1.3. Аппаратура электромагнитной (магнитной) дефектоскопии.

Глава 2. Совершенствование метода электромагнитной дефектоскопии интегрального типа.

2.1. Технология производства труб для нефтегазовых скважин.

2.2. Анализ магнитных свойств труб для нефтегазовых скважин.

2.3. Теоретический анализ становления и последующего затухания магнитного поля, получаемого с помощью соленоида, находящегося внутри ферромагнитной трубы.

2.4. Аппаратурно-методическая реализация метода электромагнитной дефектоскопии - толщинометрии.

Глава 3. Разработка аппаратурно-методического комплекса для дифференциального измерения состояния металла эксплуатационных колонн методом электромагнитной дефектоскопии.

3.1. Аналитический расчет компонент вектора индукции магнитного поля.

3.1.1 Расчет векторного распределения магнитного поля, порожденного постоянными токами при отсутствии ферромагнетиков

3.1.2. Расчет для магнитного поля, порожденного постоянными токами в присутствии ферромагнетиков.

3.2. Аппаратурно-методическая реализация магнитных измерений дифференциального типа в колонне.

3.2.1. Разработка зондового устройства.

3.2.2. Изготовление рабочего макета электромагнитного дефектоскопа сканирующего типа и проведение измерений на моделях и скважинах.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование контроля технического состояния колонн нефтегазовых скважин методом электромагнитной дефектоскопии"

Актуальность темы.

Общей задачей исследования технического состояния скважин (ИТСС) является - получение надежной и качественной информации о техническом состоянии колонн, качестве их цементирования в скважинах различной категории для прогнозирования их безопасной последующей эксплуатации. Исследование технического состояния скважин геофизическими методами проводится на всех этапах их существования: строительства, эксплуатации, капитального ремонта и ликвидации. Полнота и объективность полученных данных определяются конструкцией скважины (наличие насосно-компрессорных труб (НКТ), подземного оборудования, многоколонность, и пр.), скважинными условиями, технологией проведения исследований, применяемым комплексом ГИС и техническими возможностями скважинной геофизической аппаратуры, системностью подхода к измерениям.

Увеличение фонда добывающих скважин с длительным сроком эксплуатации (более 25-30 лет) повышает вероятность техногенного загрязнения окружающей среды обитания человека. Наиболее опасными с точки зрения последствий и вероятности загрязнения окружающей среды являются скважины, в продукции которых имеются сероводородсодержащие компоненты. Недостаток информации о техническом состоянии подземного оборудования нефтегазовых скважин в условиях эксплуатации их с повышенным содержанием сероводорода (например, на Оренбургском газоконденсатном месторождении (ОНГКМ) -более 6%) в добываемом углеводородном продукте может иметь катастрофические последствия для экосистемы в местах нефтегазодобычи.

Эксплуатация подземных хранилищ газа (ПХГ), созданных в истощенных газовых месторождениях, из-за негерметичного подземного оборудования скважин и утечек газа из резервуара ПХГ существенно осложняется. В результате миграции газ попадает в водоносные горизонты терригенных отложений и, скапливаясь в них, приводит к образованию техногенной залежи.

При глубинном источнике формирования зон нефтезагрязнения в зоне дефектных скважин восходящие перетоки флюидов по околоствольному пространству могут носить столь значительные масштабы, что в отдельных случаях сопровождаются прямыми поверхностными нефтепроявлениями и изли-вами минерализованных вод.

Наличие агрессивных сероводородных веществ в продукции скважин способствует корродированию как внутренней, так и наружной поверхности колонн. В случае же возникновения механического напряжения в местах корродирования может происходить коррозионное и сульфидное растрескивание колонн, что приводит к негерметичности подземного оборудования скважин (эксплуатационных колонн, НКТ).

40-летний опыт эксплуатации Оренбургского газоконденсатного месторождения в условиях повышенного водородсодержания показывает, что с увеличением сроков эксплуатации добывающего фонда скважин в них возрастает количество выявленных дефектов эксплуатационных колонн, НКТ и изоляции заколонного пространства.

Таким образом, исследование технического состояния скважин, в том числе выделение дефектов стенок эксплуатационных колонн коррозионного, механического, технологического происхождения, является чрезвычайно важной и актуальной задачей.

В настоящее время для исследования технического состояния скважин используются в основном стандартный ряд модернизированных методов ГИС поколения 80-х годов прошлого века, которые позволяют получать по большей части интегральные и качественные характеристики крепления ствола скважин, а таюке определять интегральные толщины металла колонн.

Для повышения точности определения толщины и вероятности выявления различных дефектов стенок колонн в скважинах необходимо расширять возможности существующих средств измерений, разрабатывать новые технологии геофизических исследований, совершенствовать программно-методические средства процесса регистрации и обработки геофизических данных.

В последнее время разработаны и серийно выпускаются новые виды отечественной геофизической аппаратуры для исследования технического состояния скважин (обсадных колонн): аппаратурно-методический комплекс АМК-2000, акустический телевизор САТ-4, ВАД-12, 24 и 48 - рычажные трубные профилографы. Созданные новые программно-методические средства по исследованию и обработке данных позволяют повысить эффективность геофизических исследований. Однако информационный уровень существующего комплекса технических и программно-методических средств недостаточен для надежного выявления дефектов колонн типа трещин, интервалов коррозии, локальных нарушений, кроме того, акустические методы имеют ограничения в применении (скважинные условия, габариты).

Наиболее перспективным методом для диагностирования обсадных и на-сосно-компрессорных труб является магнитный (электромагнитный) метод, поскольку для этого не требуется механический контакт датчиков с объектом измерения (внутренней поверхностью колонны), при этом могут выявляться перечисленные выше типы дефектов под слоем изоляции и без нее, для метода некритичен состав среды внутри колонны - это может быть газ, нефть, вода или смесь с неограниченным числом фаз. В скважинах со спущенными НКТ единственным информационным методом о состоянии эксплуатационной колонны является электромагнитная дефектоскопия - толщинометрия, т. к. метод электромагнитного зондирования позволяет производить исследование колонн диаметром 52 - 350 мм при диаметре зонда, равном 30 мм. Кроме того, в отличие от радиоактивной толщинометрии, технология электромагнитной дефектоскопии не требует использования радиоактивных источников и поэтому является безопасной в эксплуатации.

Широким фронтом много лет ведется разработка скважинной аппаратуры электромагнитной дефектоскопии в ВНИИГИС (г. Октябрьский) и учрежденных им предприятиях (Даниленко В.Н., Кнеллер Л.Е., Потапов А.П., Миллер А.В. и др.). Эффективность этих разработок подтверждена многолетним практическим опытом использования в различных регионах России.

Однако опыт эксплуатации существующих аппаратурно-методических комплексов электромагнитной дефектоскопии в условиях Оренбургского газо-конденсатного месторождения (ОНГКМ) показал, что погрешность определения толщины эксплуатационных колонн и НКТ не всегда укладывается в заявленный диапазон. Кроме того, локальная намагниченность метала труб зачастую искажает расчетную толщину и отображается на ней в виде ложных дефектов. Анализ аппаратурных и методических реализаций (алгоритмов обработки) технологии электромагнитной дефектоскопии для нефтегазовых скважин показал, что для повышения точности измерения толщины необходимо: во-первых, повысить на порядок информативность исходных данных со скважинной аппаратуры; во-вторых, разработать адаптивный (автоматически адаптирующийся под такие изменяющиеся внешние условия, как локальная намагниченность, расцентровка скважинного прибора внутри колонны) алгоритм оперативной обработки данных, характеризующих затухание электромагнитного поля в колонне или НКТ. Кроме того, для выявления вышеуказанных нарушений стенок обсадных колонн и определения их характера (пространственной ориентации) необходимо на основе технологии электромагнитной дефектоскопии интегрального типа разработать аппаратурно-методический комплекс с дифференциальным принципом оценки состояния металла труб.

Цель диссертационной работы - совершенствование контроля технического состояния колонн нефтегазовых скважин методом электромагнитной дефектоскопии с использованием последних достижений в области микроэлектроники.

Основные задачи исследований

1. Изучить основные закономерности распределения и затухания магнитного поля в трубе, изготовленной из ферромагнитного материала с последующей разработкой математической модели для интегрального способа измерения толщины обсадных колонн.

2. Разработать скважинную аппаратуру электромагнитной дефектоскопии интегрального типа ЭМДС-И (электромагнитный дефектоскоп импульсный), позволяющую получать необходимый для реализации созданной математической модели объем информации о затухании электромагнитного поля в обсадных колонных и НКТ.

3. Разработать программно-методический комплекс для регистрации данных с аппаратуры ЭМДС-И и для последующей обработки полученной информации с целью определения интегральной толщины стенок исследуемых труб.

4. На основе результатов математического и физического моделирования, а также полевых исследований комплексом ЭМДС-И, разработать методику дифференциальной оценки целостности стенок обсадных колонн в скважинах электромагнитным методом.

5. Разработать многоэлементный измерительный зонд (состоящий из магнитных сенсоров) для скважинной аппаратуры СЭМД (сканирующий электромагнитный дефектоскоп), обеспечивающий дифференциальное исследование эксплуатационных колонн с выявлением трещин, мест коррозионного износа, интервалов кумулятивной и сверлящей перфорации.

6. Разработать программно-методический комплекс, позволяющий регистрировать данные СЭМД и вести обработку полученной информации с представлением результатов исследований в виде кривых для каждого магнитного сенсора, либо цветовой развертки по периметру эксплуатационной колонны, или в виде ее трехмерного изображения.

Методы исследований

Теоретические исследования, математическое моделирование с применением итерационных методов и расчетов на ЭВМ, обобщение и анализ экспериментальных данных, полученных при проведении опытных работ на метрологических моделях обсадных колонн, сопоставление теоретических и экспериментальных данных. Апробация разработанной аппаратуры и методики в производственных условиях на скважинах и оценка эффективности найденных решений путем сопоставления с данными других геофизических методов.

Научная новизна работы

1. Разработан алгоритм обработки данных интегральной электромагнитной дефектоскопии с возможностью учета магнитной анизотропии металла колонн.

2. Обоснована необходимость фиксации дополнительной индукции магнитного поля, вызванной только локальной намагниченностью труб в разработанной для производственного применения программно-управляемой аппаратуре электромагнитной дефектоскопии интегрального типа ЭМДС-И с автоматически регулируемым коэффициентом усиления измерительного тракта. Все это дало возможность регистрировать 95 % кривой затухания электромагнитного поля, выявлять и учитывать его неоднородность в колонне, обеспечило точность измерения интегральной толщины колонн в одноколонной конструкции с абсолютной погрешностью ±0.3 мм, в двухколонной конструкции: для внутренней колонны - ±0.5 мм, для внешней — ±1.2 мм.

3. Впервые разработана методика дифференциальной оценки целостности стенок обсадных колонн электромагнитным методом за счет определения пространственного распределения магнитного поля внутри ферромагнитных труб путем определения направлений (углов) векторов силовых линий магнитной индукции В по всему периметру окружности эксплуатационной колонны.

4. Научно обоснована и разработана скважинная аппаратура электромагнитной дефектоскопии дифференциального типа СЭМД для оценки целостности эксплуатационных колонн, состоящая из многоэлементного (до 192 шт.) измерительного зонда, построенного на датчиках, чувствительных только к направлению магнитного поля, и модуля микро-ЭВМ. Использование высокопроизводительных микропроцессорных средств позволило в реальном времени производить опрос магнитных датчиков, вести первичную обработку данных внутри прибора и передавать оптимальное количество информации по геофизическому кабелю.

Основные защищаемые положения

1. Аппаратурно-методический комплекс ЭМДС-И, позволяющий оценивать техническое состояние нефтегазовых скважин посредством определения, интегральной толщины стенок колонн в одно- и двухколонной конструкции с учетом неоднородности магнитного поля и выявлять дефекты, связанные с потерей объема металла, соответствующего уменьшению толщины от 0,3 мм и выше на исследуемом участке трубы (протяженность которой равна длине измерительного зонда).

2. Способ выявления дефектов эксплуатационных колонн за счет определения векторных характеристик магнитного поля.

3. Аппаратурно-методический комплекс СЭМД, обеспечивающий за счет применения магнитных сенсоров, чувствительных только к направлению магнитного поля, выявление дефектов стенок колонны коррозионного, механического, технологического происхождения вертикальной/горизонтальной протяженностью от 30 мм с шириной раскрытия от 0.5 мм, а также определение их конфигурации.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Аппаратура электромагнитной дефектоскопии позволила повысить точность измерения толщины стенок колонн (с погрешностью ±0.3 мм для одноколонной конструкции, в двухколонной конструкции: для внутренней колонны — ±0.5 мм, для внешней — ±1.2 мм) и увеличить достоверность выявления дефектов за счет регистрации дополнительной электродвижущей силы (э.д.с.), вызванной локальной намагниченностью.

Аппаратно-методический комплекс ЭМДС-И, состоящий из скважинной аппаратуры в количестве 5 шт. и программно-обрабатывающего комплекса эксплуатируется в НПФ «Оренбурггазгеофизика» на протяжении 5 лет, исследовано более 300 скважин.

Сканирующий электромагнитный дефектоскоп СЭМД обеспечивает дифференциальную оценку состояния металла обсадных колонн, выявление в них различных дефектов, их конфигураций и представление их в виде 2D и 3D изображения. Информация о целостности стенок эксплуатационных колонн позволяет предотвращать возникновение аварийных ситуаций в нефтегазовых скважинах.

Технология электромагнитной дефектоскопии дифференциального типа в составе скважинного макета сканирующего электромагнитного дефектоскопа СЭМД и программно-обрабатывающего комплекса проходит испытания на скважинах в условиях производственного процесса.

Апробация работы

Результаты работ по теме диссертации докладывались на Международной научно-технической конференции: Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. (Оренбург - 2002 г.), на Международной научно-технической конференции: Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. (Оренбург - 2004 г.), на Международной научно-технической конференции: «Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения» (Оренбург - 2007 г.), на Международной научно-технической конференции: Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред (Оренбург - 2008 г.), на научно-практической конференции «Новая техника и технология для геофизических исследований скважин» (Уфа — 2008 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе 12 работ в изданиях, рекомендованных ВАК.

В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, проведение теоретических исследований, анализ и обобщение полученных результатов.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 3 глав, заключения и одного приложения. Текст изложен на 162 страницах, включая 41 рисунок, 6 таблиц, список использованных источников из 106 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Иванов, Олег Витальевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Несмотря на некоторую схожесть таких программно-методических комплексов, как ЭМДС ТМ42, МИД-К и ЭМДС-И, всё-таки имеются значительные различия в методике, технологии интерпретации и соответственно в алгоритмах обработки. Различия вызваны, прежде всего, технической реализацией скважинной аппаратуры, использующей метод электромагнитной дефектоскопии. Поэтому при всех достоинствах программно-методических комплексов ЭМДС ТМ42 и МИД-К, ограничения, налагаемые используемой скважинной аппаратурой, не позволили реализовать некоторые дополнительные возможности, способствующие повышению достоверности обрабатываемых данных.

1. В результате проведенных теоретических исследований автором были выведены и применены для практической реализации оригинальные математические зависимости для расчета интегральной толщины обсадных колонн и НКТ. Установлено, что фиксация дополнительной индукции магнитного поля, вызванной только локальной намагниченностью труб позволяет выявлять и учитывать неоднородность магнитного поля при расчете интегральной толщины.

2. Разработана программно-управляемая скважинная аппаратура электромагнитной дефектоскопии интегрального типа ЭМДС-И (электромагнитный дефектоскоп импульсный), с автоматически регулируемым коэффициентом усиления измерительного тракта, позволяющая получать необходимый для реализации созданной математической модели объем информации о затухании электромагнитного поля в обсадных колонных и НКТ (регистрируется 95 % кривой затухания электромагнитного поля).

3. Создан программно-методический комплекс для регистрации данных с аппаратуры ЭМДС-И и для последующей обработки полученной информации с целью определения интегральной толщины стенок исследуемых труб. За счет внедрения технологии электромагнитной дефектоскопии ЭМДС-И повысилась точность измерений (в одноколонной конструкции с погрешность равна ±0.3 мм, в двухколонной конструкции: для внутренней колонны - ±0.5 мм, для внешней - ±1.2 мм.), что особенно актуально при оценке технического состояния эксплуатационных колонн через НКТ в действующих скважинах.

4. На основе результатов математического и физического моделирования, а также полевых исследований комплексом ЭМДС-И установлено, что определение углов векторов силовых линий магнитного поля, создаваемого соленоидом в эксплуатационной колонне, позволяет по-секторно оценивать целостность металла обсадных колонн.

5. Разработан аппаратурно-методический комплекс СЭМД (сканирующий электромагнитный дефектоскоп) в составе программы регистрации, программы обработки первичных данных и скважинной аппаратуры, предназначенной для работы в скважинах, имеющих диаметр колонн от 110 мм до 168 "мм. В целом разработанная технология СЭМД за счет применения магнитных сенсоров, чувствительных только к направлению магнитного поля обеспечивает выявление локальных дефектов вертикальной/горизонтальной протяженностью от 30 мм различного типа (очагов коррозии, трещин, интервалов перфорации, внутренних нарушений неспешности металла и т.д.) с шириной раскрытия от 0.5 мм и определения их характера (пространственное расположение).

Анализ отечественного и мирового опыта в диагностировании эксплуатационных колонн магнитным (электромагнитным) методом и проведенные исследования аппаратурой СЭМД на моделях и в скважинах подтверждают правильность выбранного пути для реализации метода магнитной дефектоскопии с дифференциальным принципом измерения /8/. Разработанный способ магнитных измерений также может применен для теоретической модели распределения магнитного поля дефектов в ферромагнитных трубах /104/. Развитие этой технологии позволит в перспективе определять толщину и диаметр эксплуатационных колонн, глубину дефектов, классифицировать нарушения по видам.

Кроме того, разработанная автором методика измерения векторных характеристик магнитного поля может эффективно использоваться для уточнения глубины нахождения измерительных средств при скважинных геофизических исследованиях /106/.

Также существует теоретическая возможность оценки технического состояния обсадных колонн через эксплуатационную колонну. Мониторинг технического состояния эксплуатационных колонн в скважинах ОНГКМ с использованием предлагаемых средств измерения расширяет прогнозные возможности промысловой геофизики для предотвращения возникновения аварийных ситуаций.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Иванов, Олег Витальевич, Уфа

1. Техногенное загрязнение природных вод углеводородами и его экологические последствия. / Гольдберг В.М., Зверев В.П., Арбузов А.И. и др. М.: Наука, 2001.- 125 с.

2. Ингибиторы коррозии: В 2-х томах.: Том 2. Диагностика и защита от коррозии под напряжением нефтегазопромыслового оборудования / Гафаров НА., Кушнаренко В.М., Бугай Д.Е. и др.; Под ред. Бугая Д.Е. и Рахманкулова Д.Л.- М.: Химия, 2002. 367 с.

3. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кушнаренко В.М. Определение характеристик надежности и технического состояния оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. 239 с.

4. Марков В.А., Шулаев В.Ф., Масленников В.И., Иванов О.В. Современные геофизические технологии диагностирования технического состояния эксплуатационных скважин. // Нефтепромысловое дело, Ежемесячный научно-технический журнал, 2007. № 12. - С. 26 - 29.

5. РД 153-39.0-072-01. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Москва. 2002 г.

6. Деркач А.С., Марков В.А., Масленников В.И. Временная инструкция «Контроль технического состояния поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на объектах ООО «Оренбурггазпром» методами промысловой геофизики» РНД, Оренбург -1999. - 51 с.

7. Деркач А.С., Марков В А., Масленников В.И. Стандарт предприятия «Обязательный комплекс ГИС при контроле технического состояния скважин на объектах ООО «Оренбурггазпром»- РНД, Оренбург —1999. —13 с.

8. Марков В.А., Иванов О.В., Исследование технического состояния колонн скважин геофизическими методами// НТВ «Каротажник». Тверь: АИС. -2004. №. 5-6 (118-119). - С. 245-253.

9. Каневский И.Н., Сальникова Е.Н., Неразрушающие методы контроля: учеб. пособие. Владивосток: Изд-во ДВГТУ, 2007. - 243 с.

10. Неразрушающий контроль качества изделий электромагнитными методами // Герасимов В.Г., Останин Ю.А., Покровский А.Д. и дрг, М;: Энергия, Л 978.-216 с.

11. Электромагнитная дефектоскопия // Дорофеев А.Л., Казаманов Ю-.Г., 2-е изд., переработ, и доп., М.: Машиностроение, 1980. - 232 с.

12. Неразрушающий контроль // в 5 кн., Кн. 3. Электромагнитный контроль.: практ. пособие / В.Г. Герасимов, А.Д. Покровский, В.В. Сухоруков; под ред. В.В. Сухорукова, М.: "Высшая школа", 1992. 312 с.

13. Приборы для неразрушающего контроля материалов и изделий. Справочник. В 2-х книгах. Кн. 2. / Под ред. В.В. Клюева.- М.: Машиностроение, 1986.- 352 с.

14. Неразрушающий контроль и диагностика // Клюев В.В., Соснин Ф.Р., Филинов В.Н. и др., справочное издание, М:. 199 Г.

15. Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов. (РД 03-421-01). Госгортехнадзор России, НТЦ «Промышленная безопасность». — 56 с.

16. Абакумов А.А., Абакумов А.А. (мл.), Магнитная диагностика газонефтепроводов. М.: Энергоатомиздат, 2001. - 432 с.

17. Сидоров В.А. Скважинные дефектоскопы — толщиномеры для исследования скважин. // НТВ Каротажник». Тверь: АИС. - 1996. № 24. — С. 83 — 94.

18. Сидоров В .А. Магнитоимпульсная дефектоскопия колонн в газовых скважинах. // НТВ Каротажник. Тверь: АИС. - 1998: № 47. - С. 74- 78.

19. Методическое руководство по проведению магнитоимпульсной де-фектоскопии-толщинометрии в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой МИД-ГАЗПРОМ и обработке результатов измерений (РД 51-31323949-482001).

20. Шумилов А.В. Технология интерпретации электромагнитной дефектоскопии в система СОНАТА. //.Геофизика. — 2008. № 5. С. 65 68.

21. Климов В.В. Диагностика технического состояния обсадных колонн нефтегазовых скважин. // НТВ «Каротажник», Тверь: АИС. 2008. № 166. - С. 10-37.

22. Гуторов Ю.А. Метод широкополосного акустического каротажа для контроля технического состояния обсаженных скважин нефтяных и газовых месторождений,- Уфа: ВНИИГИС, 1995.- 243 е.

23. Гуторов Ю.А. Геологотехнические особенности цементирования разведочных скважин на площадях Оренбургской области. // РНТС «Нефтегазовая геология, геофизика и бурение», -М.: ВНИИОЭНГ- 1985.-Вып. П.-С. 37-40.

24. Масленников В.И., Марков В.А. Эффективность двухчастотной акустической цементометрии У/ Проблемы геофизического и геолого-технологического контроля разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.- М.: Нефть и газ, 2002.- С. 78-83.

25. РД 39-0147716-001-89 Методическое руководство по интерпретации диаграмм, зарегистрированных скважинными гамма плотномером - толщиномером СГДТ-НВ. ВНИИнефтепромгеофизика

26. Методические рекомендации по интерпретации диаграмм, зарегистрированных прибором СГДТ-3, Уфа: Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики, 1984.

27. Выявление повреждений обсадных колонн по материалам трубной профилеметрии / Б.Л. Нечаев, В.А. Валяев, О.А. Плечкова, Е.М. Пятецкий.-Тверь: ГЕРС, 1992. С. 141-145.

28. Потапов А.П., Кнеллер JI.E., Даниленко В.В. Современное состояние электромагнитной дефектоскопии колонн нефтегазовых скважин. // НТВ «Каротажник», Тверь: АИС. 2008. № 167. - С. 80-101.

29. Даниленко В.Н., Голушко В.В., Шамшин В.И. Аппаратурный комплекс и технология оперативного контроля технического состояния длинномерных безмуфтовых гибких труб. // НТВ «Каротажник», Тверь: АИС. 2001. №. 148-149.-С. 184- 192.

30. Дефектоскоп-толщиномер магнитоимпульсный кабельный типа МИД-К. Паспорт. Техническое описание и инструкция по эксплуатации АХА 2.131.005 ТО ЗАО НПФ «ГИТАС», 2002 г.

31. Зубарев А.П., Шамшин В.И., Даниленко В.Н., Методическое руководство по проведению магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой МИД-Газпром и обработке результатов измерений. М.: Гапром. 2003.

32. Сервисный каталог по каротажным работам: каталог /фирма Schlum-berger. 1994 С. 79-82.

33. Шлеин А.Т. Разработка и исследование технических средств диагностики электромагнитными методами дефектов и механических напряжений обсадных колонн (ДСИ) /Дисс. канд. техн. наук (Куб. государственный университет). 2000.

34. Скважинный модуль индукционного дефектомера СМИД2-90-120/60 /Каталог ОАО «Геотрон». 2004. С. 28.

35. Дефектоскоп-дефектомер индукционный скважинный ИДК 105 // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. 2002. № 5.- С. 34.

36. Электромагнитный прибор для определения износа колонны с непрерывной записью ИКР1. // НТВ «Каротажник». Тверь: АИС. 1998. №. 53. - С. 111-112.

37. Харламов А.Н., Даутов А.А., Ю.В. Литвинов. Повышение информативности метода электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн и НКТ. // НТВ «Каротажник», Тверь: АИС, 2008. № 169. - С. 13-21.

38. Сервисный каталог по каротажным работам: каталог /фирма Atlas Wireline Services. 1994. С. 35-38.

39. Magnelog Survey, Magnelog Instrument Specifications /Сервисный каталог фирмы Atlas Wireline Services. 1999 № 1506. C. 43-47.

40. Ишанов В. В., Сапожник С. А. Возможности повышения информативности метода электромагнитной дефектоскопии при определении толщины труб. //НТВ «Каротажник», Тверь: АИС, 2005. №. 141. С. 71-74.

41. Шевченко А.А., СтрижакВ.И. Производство труб для нефтяной промышленности, М.: Металлургия, 1965. 341 с.

42. Гайворонский А.А. Крепление нефтяных и газовых скважин в США. М.: Гостоптехиздат, 1962. 285 с.

43. Бернштейн M.JI. Металловедение и термическая обработка стали. Справочное пособие; В 3 т. т. 3. М.: Металлургия, 1983. - 336 с.

44. Кошкин Н. И., Ширкевич М. Г., Справочник по элементарной физике, Издание седьмое стереотипное. М.: Из-во «Наука», 1976. - 256 с.

45. Зильберман Г.Е. Электричество и магнетизм. М.: Наука, 1970. 384 с.

46. Яворский Б.М., Детлаф А.А., Справочник по физике для инженеров и студентов вузов, издание четвертое переработанное. М.: Из-во «Наука», гл. ред. физ.-мат. лит., 1968. - 720 с.

47. Ляхова Л.П., Осуховская Л.П., Терлецкий И.А. Физика. Часть 2. Электричество и магнетизм: Учебно-методическое пособие для студентов-заочников. Владивосток: Изд-во ДВГТУ, 2004. - 99 с.

48. Мешков И.Н., Чириков BJB. Электромагнитное поле. Часть 1. Электричество и магнетизм,- Новосибирск: Из-во «Наука», 1987. 272 с.

49. Ландсберг Г.С. Элементарный учебник физики. Т. 2: Электричество. Магнетизм. Т. 2. -М.: Из-во «Наука», 1967. —472 с.

50. Иродов И.Е. Основные законы электромагнетизма. Учеб. Пособие для студентов вузов, 2-е, стереотип. - М.: Высш. шк., 1991. - 288 с.

51. Яковлев В.И. Классическая электродинамика: Учебное пособие. Новосибирск: НГУ, 2003. - 267 с.

52. Матвеев А.Н. Электричество и магнетизм. М.: Высш. шк., 1983. —463 с.

53. Жеребцов И.П. Электрические и магнитные цепи. Основы электротехники. Ленинград: Энергоатомиздат, 1982. - 216 с.

54. Берклеевский курс физики. Том 2. Парселл Э. Электричество и магнетизм. М.; Наука, Л 971. 448 с.

55. Патент на изобретение № 2290632 Россия, МПК GO IN 27/90. Электромагнитный дефектоскоп скважинный. / Марков В.А., Шулаев В.Ф., Масленников В.И, Иванов О.В. // Заявл. 28.06.2004.; Опубл. 27.12.2006, Бюл. Изобретения № 36.

56. Марков В.А., Шулаев В.Ф., Масленников В.И., Иванов О.В. Технология электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн разведочных и эксплуатационных скважин. // НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 2004. № 5-6118.119)-С. 259-265.

57. Горбунова О. И., Зайцева А. М., Красников С. Н. Задачник-практикум по общей физике. Электричество. Электромагнетизм. Учеб. пособие для студентов физ.-мат. фак. пед. ин-тов. /Под ред. проф. Н. В. Александрова. М.: Просвещение, 1975. - 160 с.

58. Борисенко А. И., Тарапов И. Е. Векторный анализ и начала тензорного исчисления. Изд. 3-е. М.: Высшая школа, 1968.- 251 с.

59. Терлецкий Я. П., Рыбаков Ю. П. Электродинамика: Учеб. пособие для студентов физ. спец. университетов. 2-е изд. перераб.— М.: Высш. шк., 1990. — 352 с.

60. Фейнман Р., Лейтон Р., Сэндс-М. Фейнмановские лекции по физике. Том 5. Электричество и магнетизм. М.: Мир, 1965. 291 с.

61. Пименов Ю. В., и др. Техническая электродинамика. Учеб. пособие для вузов.- М.: Радио и связь, 2000. 536 с.

62. Смайт В. Электростатика и электродинамика. Перевод со второго американского издания А. В. Гапонова и М. А. Миллера. М.: Изд.-во иностранной литературы, 1954. — 606 с.

63. Справочник по высшей математике / М. Я. Выгодский. — М.: ACT: Астрель, 2006. — 991 с.

64. Гольдштейн Л. Д., Зернов Н. В. Электромагнитные поля и волны. Изд. 2-е, перераб. и дополненное. М.: Изд-во «Советское радио», 1971. - 664 с.

65. Ахиезер Н. И. Элементы теории эллиптических функций. М.: Наука, 1970. -157 с.

66. Цимринг Ш. Е. Специальные функции и определенные интегралы. Алгоритмы. Программы для микрокалькуляторов: Справочник.— М.: Радио и связь, 1988. 272 с.

67. Тимофеев А. Ф. Интегрирование функций. М.: ОГИЗ - ГОСТЕХИЗ-ДАТ, 1948.-432 с.

68. Двайт Г. Б. Таблицы интегралов и другие математические формулы. -М.: Наука, 1973.-228 с.

69. Пановский В., Филипс М., Классическая электродинамика. М: Физ-матгиз, 1963. — 432 с.

70. Гусак А. А. и др. Справочник по высшей математике. Мн.: ТетраСи-стем^ 1999. - 640 е.

71. Гетманский М.Д., Житников Ю.В., Зимин П.А., Данилович А.Д. Мухаматшин P.P. Внутритрубная магнитная дефектоскопия трубопроводов с внутренним покрытием и защитой сварных соединений. // Нефть и Газ. Евразия. 2007. №3. - С. 40-46.

72. Загидулин Р. В. Распознавание дефектов сплошности в ферромагнитных изделиях. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа: - БГУ, 2001. — 47 с.

73. Патент № 2298646 Россия, МПК Е21В 47/04. Способ измерения глубины скважины при геофизических исследованиях. / Масленников В.И., Марков В.А., Иванов О.В. // Заявл. 27.09.2005.; Опубл. 10.05.2007, Бюл. Изобретения-№ 13.