Технология магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии колонн нефтяных и газовых скважин

Даниленко, Владислав Витальевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Технология магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии колонн нефтяных и газовых скважин
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Технология магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии колонн нефтяных и газовых скважин"

На правах рукописи

ДАНИЛЕНКО ВЛАДИСЛАВ ВИТАЛЬЕВИЧ

ТЕХНОЛОГИЯ МАГНИТОИМПУЛЬСНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ-ТОЛЩИНОМЕТРИИ КОЛОНН НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 9 СЕН 2011

УФА-2011

4854928

Диссертация выполнена в открытом акционерном обществе - Научно-производственном предприятии «Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (ОАО НПП «ВНИИГ'ИС»)

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Кнеллер Леонид Ефимович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, доцент

Дворкин Владимир Исаакович

доктор технических наук, профессор Молчанов Анатолий Александрович

Ведущая организация: НПФ «Оренбурггазгеофизика» ООО «Георесурс»

Защита диссертации состоится "14" октября 2011 года в 1400 часов, в конференц-зале на заседании диссертационного 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 «13» сентября 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор химических наук

Д. А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Геофизические исследования являются неотъемлемой частью геологического изучения площадей и структур, а также анализа, контроля и регулирования процессов разработки нефтяных и газовых месторождений и оценки технологического состояния скважин. Значимость геофизических методов определяется многоплановым характером достоверной информации, получаемой с их помощью.

Большинство месторождений нефти и гада находится на поздней стадии промышленной разработки, а подземные хранилища газа эксплуатируются более 30 лет. Большое значение с точки зрения обеспечения надежности экологической безопасности приобретают работы в области совершенствования способов, устройств технической диагностики скважин и практическая реализация полученных результатов для их ремонта.

При строительстве и эксплуатации нефтегазовых скважин в сложных геолого-технических условиях для предотвращения осложнений необходимо проводить мониторинг технического состояния обсадных колонн. Одним из эффективных средств дня выполнения этой задачи является электромагнитная дефектоскопия.

В решение этой актуальной, многоплановой проблемы внесли свой вклад как советские и российские ученые С. А. Венско, А. П. Зубарев, А. А. Кауфман, А. Г. Керимов, Л. Е. Кнеллер, А. В. Миллер, А. П. Потапов, В. А. Сидоров, В. И. Шамшин, М. И. Эпоп и др., так и исследования ведущих зарубежных компаний Halliburton, Schlumberger, Sondex, Western Atlas и др.

Несмотря на достигнутые успехи в повышении информативности магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии обсадных колонн в скважинах, имеется необходимость её совершенствования. Особое значение приобретает разработка технологии контроля состояния колонн без подъема насосно-компрессорных труб в условиях многоколонной конструкции скважин. Настоящая работа направлена на решение данной проблемы и основана на обобщении теоретических и экспериментальных исследований автора.

Актуальность направлений выполняемой работы подтверждается постановлением от 09 июля 2002 года № 43 Федерального горнопромышленного надзора России «Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах», в котором предусмотрен перечень необходимых работ по техническому диагностированию:

- оценка коррозии, износа и других дефектов;

- неразрушающий контроль;

- определение механических характеристик;

- исследование напряженно-деформированного состояния и выбор критериев предельных состояний;

- испытания на прочность и другие виды испытаний.

Цель диссертационной работы

Разработка технологии дефектоскопии-толщинометрии обсадных колонн на основе метода магнито-импульсной дефектоскопии-толщинометрии (МИДТ) в одно- и многоколонных нефтяных и газовых скважинах.

Объект исследования

Нефтяные и газовые скважины, насосно-компрессорные трубы (НКТ), эксплуатационные колонны (ЭК), технические колонны (ТК).

Предмет исследования

МИДТ, толщина стенки, дефекты, коррозия ЭК и НКТ, перфорационные каналы.

Основные задачи исследования

1. Анализ состояния разработки аппаратурно-методических средств на основе электромагнитных методов для решения задач дефектоскопии-толщинометрии колонн (наличие продольных, поперечных и наклонно-направленных трещин, коррозионного износа, определение толщины стенок и остаточной прочности колонн).

2. Теоретический анализ и обоснование принципиальных возможностей и областей применения дефектоскопии-толщинометрии обсадных колонн, в т.ч. при многоколонных конструкциях, на основе метода переходных процессов.

3. Теоретическая оценка возможной погрешности определения толщины стенок в одноколонных и многоколонных скважинах.

4. Исследование влияния различных факторов (числа труб, их толщин, проводимости, магнитной проницаемости) на регистрируемый сигнал.

5. Оценка точности определения толщин и дефектов стенок в одноколонных и многоколонных скважинах.

6. Разработка технологии применения метода магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии скважин.

Методы исследования

При теоретических исследованиях использовались методы математического моделирования распространения электромагнитных полей в условиях обсаженных скважин для коаксиально-цилиндрических моделей сред; методы математической обработки результатов измерений; методы натурного моделирования; анализ и обобщение полученного материала; эксперименты на моделях и в скважинах.

Научная новизна

1. Теоретически и экспериментально обоснован методический подход к оценке возможной погрешности определения толщин стенок колонн методом МИДТ в одноколонных и многоколонных скважинах.

2. Установлено влияние магнитной проницаемости, электропроводности металла, количества колонн, их толщин на регистрируемый сигнал и на этой основе определены задачи, решаемые МИДТ: выявление нарушения целостности и дефектов колонн, оценка степени износа толщины стенок труб и первой, и второй колонн с необходимой для практики точностью (Лат. РФ №2250372).

3. Обоснована и предложена технология МИДТ нефтегазовых скважин, заключающаяся в обязательных измерениях параметров на моделях, проведении скважинных измерений с учетом разработанных автором рекомендаций, применении оригинальных алгоритмов интерпретации, предусматривающих их настройку по экспериментальным (модельным и скважинным) данным.

Основные защищаемые научные положения

1. Метод магнито-импульсной дефектоскопии-толщинометрии, основанный на регистрации переменных процессов в трубах с временным разделением сигналов и интерпретации полученных результатов с учетом существенного влияния магнитной проницаемости (ц) и электропроводности (э) труб, позволяет исследовать и определять толщину стенок, дефекты в первой и во второй колоннах.

2. Разработанная технология МИДТ нефтегазовых скважин, с обязательными предварительными измерениями на моделях и калибровкой в эталонных трубах с известными параметрами, применением оригинальных алгоритмов интерпретации - позволяет обеспечить решение задач выделения дефектов и оценки толщин стенок труб со следующими характеристиками: погрешность определения толщины первой колонны 0.5мм, второй - 0.7мм; минимальный размер дефекта типа "трещина": в НКТ 30мм, в обсадной колонне 50мм, в обсадной колонне через НКТ - 70мм; типа "отверстие" - 20мм.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена результатами теоретических расчетов, экспериментальных и опытно-методических исследований, выполненных на моделях метрологического центра ВНИИГИС и др., а также в нефтегазовых скважинах Оренбуржья, Ставрополья, Башкортостана, Украины, Казахстана, Германии, Китая и др.

Практическая значимость и реализация результатов работы заключается в разработке и внедрении комплексов методических, технологических, метрологических и технических решений, образующих систему диагностики состояния обсадных колонн нефтяных и газовых скважин в процессе их эксплуатации, обеспечивающих экономию трудовых и производственных ресурсов, повышение надежности и экологической безопасности добычи углеводородов из недр.

В настоящее время выпущено и поставлено заказчику более 130 аппаратурно-методических комплексов МИД-К, основанных на методе МИДТ,

исследовано более 1000 скважин (в том числе: нефтяных - эксплуатационных, разведочных; газовых - ПХГ; специального назначения, бурящихся на воду и др. полезные ископаемые). Технология магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии используется во многих организациях России, странах ближнего (Беларусь, Казахстан, Украина, Узбекистан) и дальнего (Германия, Венгрия, КНР) зарубежья.

По материалам проведенных работ составлено, утверждено и передано в производственные организации «Методическое руководство по проведению магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой МИД-Газпром и обработке результатов измерений»

Личный вклад автора

Автор участвовал в проведении численных расчетов, формулировке основных выводов по возможной погрешности определения толщины труб при одно- и многоколонной конструкциях скважин, в постановке и проведении экспериментальных исследований на моделях и в скважинах, в разработке собственно технологии проведения магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии в нефтегазовых скважинах, внедрении технологии в производство.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на различных конференциях, семинарах и совещаниях, в том числе: Всероссийской научно-практической конференции «Информационное обеспечение строительства нефтяных и газовых скважин» (г.Москва, 2 мая 2005г.); Международном симпозиуме «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (г.Уфа, 2006г.); Научно-технической конференции, поев. 50-летию ОФ УГНТУ «Проблемы нефтегазового дела» (Октябрьский, ОФ УГНТУ, 2006г.); Восьмой Уральской молодежной научной школе по геофизике (Горный институт УрО РАН Пермь, 19-23 марта 2007г.); Международной геофизической конференции и выставке «Геоиауки - от новых идей к новым открытиям» (Санкт-Петербург, 7-10 апреля 2008г.); Международной научно-технической конференции и выставке «Современные приборы, материалы и технологии для неразрушающего контроля и технической диагностики машиностроительного и нефтегазопромыслового оборудования» (г.Ивано-Франковск, 2 декабря 2008г.); Международной геолого-геофизической конференции и выставке (г.Тюмень, 2-5 марта 2009г.); VII Международной научно-практической конференции молодых специалистов (Санкт-Петербург, 5-9 октября 2009 г.)

Публикации

Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 22 научных работах, из них 7 работ - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объём работы

Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций. Она изложена на 159 страницах машинописного текста, содержит 87 рисунков, 9 таблиц и список использованных источников из 111 наименований.

Автор считает своим приятным долгом поблагодарить сотрудников ОАО НГТГТ «ВНИИГИС», без совместной работы с которыми не было бы возможным развитие данного направления и получение результатов, изложенных в работе: к.т.н. В.Н. Даниленко, A.B. Кондрашова, C.B. Латунова, Т.С. Мамлеева,

А.Н. Наянзина, А.Г. Терегулова, Н.М. Шевченко, В.Ф. Шокурова и др.

Особую благодарность автор выражает научному руководителю д.т.н., профессору Л.Е. Кнеллеру, а также д.т.н., профессору Н.И. Слюсареву и д.г-м.н., доценту А.Г. Талалаю за постоянную помощь и консультации при выполнении поставленных задач и непосредственно при подготовке диссертационной работы, к.т.н. А.П. Потапову, под руководством и в соавторстве с которым получены основные результаты, изложенные в работе.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении сформулированы цель, основные задачи исследования, показана актуальность работы, научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе работы «Анализ состояния электромагнитной дефектоскопии нефтегазовых скважин» проанализировано современное состояние метода электромагнитной дефектоскопии скважин как эффективного средства контроля технического состояния колонн.

Аппаратура для электромагнитной дефектоскопии скважин (ЭМДС) развивается в двух направлениях - малогабаритная для исследования незаглушенных скважин через насосно-компрессорные трубы (НКТ) и аппаратура для исследования обсадных колонн после подъема НКТ (Рис.1).

По методическим возможностям ЭМДС подразделяется на дефектоскопию и дефектоскопию-толщинометрию.

По физическим принципам широкое развитие получили три направления: измерения параметров постоянного магнитного поля, переменного магнитного поля в гармоническом и нестационарном режимах.

Наиболее перспективным направлением является магнитоимпульсная дефектоскопия-толщинометрия, основанная на регистрации переходных процессов в трубах. Временное разделение сигналов позволяет исследовать и определять толщину стенок, дефекты в первой и второй колоннах. Для расчета толщины перспективными являются подходы на основе математического моделирования и решения обратных задач.

По количеству исследуемых колонн

Многоколонные

МИД-К, МИДС-К, МИД-А, АМИД-42, ЭМДС-42, ЭМДС-ТМ-42, ЭМДС-И, ЭМДС-Т-МП, РА1

Одноколонные

Все имеющиеся

~У

По методике исследований

Дефектоскопия

Все имеющиеся

По физическим принципам

Дефектоскопия-толщинометрня

мид-к, МИДС-К, МИД-А, ЭМДС-ТМ-42

Измерения На основе На основе

постоянного переменных метода

магнитного гармонических нестационарных

поля магнитных магнитных

МИ-50, УКГ и полей полей

ДР- ксп-т, ЭСП- МИД-К, МИДС-К,

1/22, ИКР-1, эмдс-и, эмдс-

ДСИ, СМИД2- ТМ-42, ЭМДС-Т-

90-120/60, ОТ, мп, эмдс-с.

мтт АМИД-42, МИД-Аидр.

Рис.1. Структура электромагнитной дефектоскопии скважин.

ЗАО НПФ «ГИТАС» по заданию ОАО «Газпром» разработало магнитоимпульсные дефектоскопы-толщиномеры (МИД-Газпром), включающие аппаратуру «магнитоимпульсный дефектоскоп кабельный (МИД-К)» различного исполнения, которые обеспечены современной телеметрической системой, позволяющей передавать большие объемы информации с высокой точностью измерений. Магнитоимпульсные дефектоскопы МИД-К используются для решения задач ГИС-контроля (выделение интервалов перфорации, границ врезов и элементов конструкции, дефектов колонны), позволяют также осуществлять контроль щелевой

I гидропескоструйной перфорации. Данные расчетов толщины стенок используются для оценки остаточной прочности обсадных колонн.

В результате проведенного анализа сформулированы задачи по теме диссертационного исследования: для повышения эффективности | магнитоимпульсной дефектоскопии - толщинометрии необходимо изучить влияние различных факторов на измерения, оценить точность определения толщины стенок колонны и выявления дефектов, разработать технологию применения метода МИДТ для оценки техсостояния колонн в многоколонных нефтегазовых скважинах.

Во второй главе работы «Теоретическое обоснование принципов диагностики технического состояния колонн нефтегазовых скважин на основе метода магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии» представлены теоретические исследования для коаксиально-цилиндрических сред и проведены оценки радиальной чувствительности метода магнито-импульсной дефектоскопии.

Физические аспекты метода. Метод магнитоимпульсной электромагнитной дефектоскопии-толщинометрии (рис. 2) основан на исследовании пространственного распределения в колонне труб (Б) затухающих во времени вихревых токов (В2), которые наводят электродвижущую силу (ЭДС) в приемной катушке (А2) после выключения импульсов тока намагничивания в генераторной катушке (Al, В1). Выбор конкретного интервала времени на кривых становления поля ЭДС как функция времени - s(t)) позволяет обследовать состояние той или иной колонны.

I, I,

Рис.2. Физические аспекты метода МИДТ.

Характер измеряемого нестационарного сигнала в случае одиночных колонн определяется толщиной стенок (ш) и диаметром колонны (с1), удельной электрической проводимостью (о) и магнитной проницаемостью (ц) металла.

Чем больше произведение цстт, тем медленнее затухают вихревые токи, возникшие в трубах (Сидоров В.А. 1996, Потапов А.П., Эпов М.И. 1999). В свою очередь, р и ст могут зависеть не только от заводской технологии изготовления труб, но и от степени их коррозии.

Физико-математическая модель распространения нестационарного электромагнитного поля в скважинах многоколонных конструкций. Для

разработки технологии интерпретации данных МИДТ проведена оценка влияния различных факторов (электромагнитные свойства металла, диаметр трубы и толщина стенки) на показания магнитоимпульсных дефектоскопов, определены области максимальной чувствительности метода. Для этого были созданы математические и физические модели.

Так как для всего диапазона используемых труб требуется значительное число физических моделей, целесообразно было ограничиться типовыми моделями, а основные исследования проведены на основе математического моделирования. Измерения выполнены приборами МИД-К на образцовых трубах, изготовленных специально для этих исследований. В аппаратуре МИД-К используются солиноидальные зонды с ферромагнитными сердечниками, помещенными в проводящий титановый кожух, размер зонда соизмерим с диаметрами исследуемых труб, поэтому для более точного описания становления поля необходимо учитывать размеры катушек и влияние сердечника и кожуха прибора.

В соавторстве с А.П. Потаповым был получен алгоритм для моделирования измерений аппаратуры МИД-К в многоколонных скважинах. Для определения неустановившегося процесса применим спектральный подход:

= Г(и'У(к)ехр(-!'и>/)сг>у , (1)

где - частотная характеристика источника ( катушка индуктивности, защищенная немагнитным проводящим кожухом), Р(м)- спектральная характеристика коаксиально-цилиндрической среды. Функция Дю) для конкретного зонда определяется экспериментально путем проведения измерений в воздухе. Полученный сигнал как функция времени-(У(У) переводится по программе дискретного преобразования Фурье в частотную область- .

Модельные измерения позволили учесть реальные условия измерений.

Оценка влияния электромагнитных и геометрических параметров колонн на нестационарные электромагнитные процессы.

Практика геофизических работ показала, что значительный объем исследований проводится в двух- и (или) трех-колонных скважинах. В незаглушенных скважинах необходимо исследовать НКТ и следующую за ней обсадную колонну, причем часто в интервале исследований находится третья -техническая колонна. Поэтому важно оценить взаимное влияние колонн друг на друга.

В отличие от диаметра и толщины стенок колонны, электромагнитные характеристики металла - магнитная проницаемость и электропроводность не являются параметрами, величину которых нужно определить, но они влияют на измеряемый сигнал, поэтому их влияние необходимо оценить.

Выявлено, что на поздних временах нестационарный электромагнитный процесс в колоннах подчиняется экспоненциальному закону. На ранних

временах величина ЭДС практически не зависит от толщины стенок колонны, а определяется электромагнитными параметрами металла, причем она прямо пропорциональна электропроводности и обратно пропорциональна магнитной а

проницаемости —. На поздних временах для магнитнои проницаемости /<

происходит инверсия ЭДС.

На рисунке 3 приведены результаты расчетов кривых c(t) для НКТ диаметром d=73 мм, толщиной стенок ш=5.5 мм; для эксплуатационной колонны (ЭК) - d=146 мм, ш=8 мм и технической колонны (ТК) - <1=245 мм, ш=9 мм при различных значениях удельной электропроводности стали и при |х=40. Во всем временном диапазоне уменьшение электропроводности металла приводит к уменьшению ЭДС, тогда как уменьшение толщины не влияет на ЭДС при ранних (1-5 мс) временах. На поздних временах кривые спада ЭДС ведут себя так же, как кривые спада ЭДС при уменьшении толщины. Такое поведение ЭДС дает возможность различать аномалии на каротажных диаграммах, вызванные уменьшением электропроводности стали, от аномалий, обусловленных уменьшением толщины стенок колонны.

Отметим, что величина ln(Ej/E2), где Е! и Е2 - ЭДС при различных проводимостях металла, на ранних стадиях (t<3 мс) практически не зависит от

диаметра трубы. На временах t>10 мс при одной и той же величине — и —

т а

\п Е(а + Аа) In Е(т + Дт) т.

—--- я к—---, где К меняется в зависимости от толщины колонны

Е((Т) Е(т)

и удельной электропроводности металла.

На рисунке 4 приведены кривые зависимости ЭДС в НКТ (d=73 мм,

ш=5.5 мм), ЭК (d=146 мм, ш=8 мм), ТК (d=245 мм, т=9 мм) от магнитной

проницаемости металла. На поздних временах t>tu ЭДС прямо

пропорциональна магнитной проницаемости и ведет себя аналогично

зависимости от толщины, а при ранних временах t<tu - обратно

пропорциональна ц (t„ - время инверсии). Для среднемагнитных (ц>30) и

сильномагнитных (ц>70) ферромагнетиков ЭДС в точке tu не зависит от ц, а

определяется толщиной стенок трубы и ее диаметром. Для НКТ tu= 17.5 мс, для

ЭК - 24.0 мс, для ТК - 25.5 мс.

Оценка области максимальной чувствительности метода и точности определения толщины стенок колонн. При интерпретации материалов магнитоимпульсной дефектоскопии необходимо решать задачи определения дефектов, участков коррозии, интервалов перфорации в одно- и многоколонных скважинах. Сигнал дефектоскопа представлен дискретным набором кривых ЭДС на различных временах (для МИД-K от 0 до 126 мс) и поэтому важно определить области (временные интервалы) максимальной чувствительности к различным электромагнитным и геометрическим параметрам колонн.

10 20 30 « SO,«C №

Рис.3. Зависимость ЭДС от электропроводности металла. Шифр кривых - электропроводность, МСм/м

20 (,ыС 25

0,0001

О 10 20 30

Оценим чувствительность измеряемой ЭДС к магнитной проницаемости, электропроводности и толщине стенок колонны в одно-, двух- и трехколонных скважинах:

П = —г~, (2) др

где Е - измеряемый сигнал, р - параметр модели.

Численная реализация формулы имеет следующий вид: ^ _ е(р + Ар)-е(р) ^

е(р)

где Ар/р=0Л.

Зависимости чувствительности ЭДС к электромагнитным параметрам и толщине стенок НКТ (т=6 мм, о=7 МСм/м) при различных ц металла приведены на рисунке 5.

Рис.4. Зависимости ЭДС от магнитной проницаемости металла.

Теоретически чувствительность метода к измеряемым параметрам увеличивается на поздних стадиях нестационарного процесса. На практике время регистрации, с одной стороны, ограничено возможностями аппаратуры (динамический диапазон измеряемых ЭДС, собственные шумы электроники), а с другой - необходимой скоростью каротажа.

Оценка точности определения параметров материалов МИДТ и определение области максимальной чувствительности метода позволяет повысить качество интерпретации. При толщинометрии колонн важно знать погрешность, которую мы можем получить при интерпретации.

Источником ошибок являются погрешности используемых измерений, неточные значения геометрических и электромагнитных параметров колонны, намагниченность и эксцентриситет колонн, не оптимальный выбор временных интервалов ЭДС.

Использование приближенных формул и опорных труб не позволяет достаточно корректно учитывать изменение электромагнитных свойств. Ранее были проведены исследования о влиянии магнитной проницаемости и электропроводности на данные дефектоскопии и обоснована необходимость их корректного учета при определении толщины стенок. В качестве иллюстрации приведем пример определения толщины стенок одиночной трубы диаметром

146 мм, сг=6 МСм/м, ц=50, при погрешностях в оценках ц: А ц/ц -0.2, -0.4, -0.6, 0, +0.2, +0.4, +0.6 (рис. 6).

0,5

К 0,4

X -О 0,3

а> 0,2

т н О 0,1

т 0

-0,1

-0,2

У .

- - -

10 15

время,мс

0,5

1° 0,4

I 0,3

а> 0,2

0,1

>ч

У 0

-0,1

-0,2

. - "

---_

—

Рис. 5. Чувствительность ЭДС к т, а, ц колонны.

а-ц=10, б - ц=20, в-ц=40

5 6 7

Толщина стенки модели, мм

-о.е

-0.4 •

-0.2 •

+0.2

+ 0.4 ■

Рис. 6. Зависимость погрешности определения толщины стенки трубы от

погрешности ц.

Шифр кривых - Дц/ц.

Интерпретация результатов проводилась на основе решения обратной задачи, при этом в качестве неизвестной выбиралась только толщина, сг считалась известной точно, а /л - с заданными погрешностями. Для данной ситуации ошибка в оценке и на 20 % приводит к абсолютной погрешности в определении толщины от 0.2 до 0,9 мм и относительной 10-11 %. При ошибке в величине ц на 40 % - к абсолютной погрешности в определении толщины от 0,3 до 1,8 мм и относительной 22 %. При ошибке в величине на 60 % -абсолютная погрешность в толщине составляет от 0,5 до 2,9 мм, относительная - примерно 33 %.

На основе анализа матрицы чувствительности проведен анализ ожидаемых погрешностей при интерпретации материалов магнитоимпульсной толщинометрии.

Прогнозируемая погрешность определения толщины при известных электромагнитных свойствах металла на один порядок меньше, чем для случая, когда эти параметры определяются непосредственно из измерений нестационарного процесса, причем, чем выше ц металла, тем выше погрешность.

В двухколонной конструкции, если независимо определить параметры первой колонны, можно существенно уменьшить погрешность определения толщины стенок второй колонны.

Алгоритмы расчета толщины на основе математического моделирования позволяют обеспечить необходимую для практических задач точность за счет автоматического учета электромагнитных параметров металла.

В третьей главе работы «Методика исследований» дается краткое описание аппаратуры МИД-К, выполненной на основе метода МИДТ, и ее основные характеристики, на основе физического моделирования приводится оценка возможности и методика выявления дефектов различных типов (трещины, питгинговая коррозия, локальные дефекты различных размеров, потеря металла в результате износа за счет коррозии), описывается алгоритм определения толщины стенки колонн, рассматриваются вопросы метрологии.

Физическое моделирование для целей оценки чувствительности метода при дефектоскопии колонн. Первый набор моделей включает три НКТ диаметром 73мм, на которых искусственно выполнены дефекты, имитирующие сквозную питтинговую коррозию (модель 1), питтинговую коррозию на внешней поверхности трубы (модель 2), щелевой фильтр или группу трещин (модель 3).

Второй набор моделей представлен шестью НКТ диаметром 73мм с различными дефектами. Каждый тип дефектов выполнен в одной из НКТ. Пять НКТ диаметром 73мм и шесть НКТ диаметром 89мм свинчены в одну колонну и спущены в контрольную скважину следующей конструкции: кондуктор 034Оммх 75.5 м, обсадная колонна 0245ммх 1025 м, толщина стенки 11.5 мм.

Третий набор моделей включает шесть труб. Три трубы диаметром 73 мм (НКТ), номинальная толщина стенок 5.5 мм, и три трубы 0139.7 мм (эксплуатационная колона), номинальная толщина стенок 7.72 мм.

По результатам физического моделирования работ были получены следующие результаты:

- минимальный размер одиночного дефекта типа "отверстие" в НКТ - 20

мм;

- минимальный размер одиночной продольной трещины, выделяемой в НКТ, - 40 мм, группы трещин - 20 мм;

- поперечные трещины уверенно выделяются Х,У-зондами: в НКТ минимальный размер 39 мм, в эксплуатационной колоне - 65 мм;

- по соотношению сигналов продольных и поперечных зондов можно различить продольные, поперечные и наклонные трещины;

- минимальный размер выделяемого дефекта типов "продольная трещина" в ЭК через НКТ 70 мм, "поперечная трещина" - 90 мм;

Алгоритм определения толщины стенок колонн. В соавторстве с А.П. Потаповым предложен следующий алгоритм.

Предположим, что р. и о не меняются в пределах одной трубы. Тогда задача определения толщины решается в следующей постановке. В интервале одной трубы имеем вектор измерений:

где} - число точек измерений в заданном интервале (в трубе); / - число измерений в данной точке (Е(0).

Необходимо определить вектор искомых параметров: *

где ГП] - толщина стенки трубы в данной точке;

а, ц - соответственно проводимость и магнитная проницаемость трубы. Вектор Р определим из условия минимизации функционала:

у = min

Y-Y

Z = {Zj,} , (4)

Ye + 8

где Z - теоретически рассчитанные измерения в j-ой точке;

Z =F(mj,a, р), F - оператор решения прямой задачи;

£, 8 - соответственно относительная и абсолютная погрешности.

Итерационный регуляризованный подход толщины стенок позволяет ограничить диапазон поиска с учетом реальных изменений проводимости и магнитной проницаемости металла, толщины стенок для данного диаметра труб и повысить достоверность определения толщины.

В реальных условиях точность определения толщины стенок также зависит от погрешности измерений (аппаратурные погрешности) - Sha, чувствительности используемых зондов или комплекса зондов к изменению толщины стенок колонн, длительности импульса тока намагничивания и времени регистрации, шага квантования по времени при регистрации кривых спада, дополнительных погрешностей (эксцентриситет труб, магнитная неоднородность, изменение температуры).

Для оценки аппаратурной погрешности проводились многократные измерения аппаратурой МИД-К в одной точке в образцовых трубах: в НКТ ё=73мм, ш=5.5 мм, в (ЭК) с!=146мм, т=8.5 мм и измерения в ЭК через НКТ (рис.7). Для образцовых труб ца известны, поэтому определялась только толщина стенки трубы в данной точке. В НКТ погрешность определения толщины стенок не превышает 0.01 мм, в ЭК погрешности в основном лежат в диапазоне 0.01-0.0 15 мм, для измерения толщины ЭК через НКТ- в диапазоне 0.01-0.02 мм.

а - НКТ, ш=5.5 мм; б - ЭК, т=8.5 мм; с - ЭК сквозь НКТ, тЭк=5.5 мм.

Аппаратурная погрешность складывается из температурного дрейфа электроники и отклонения параметров генераторной и измерительной катушек.

Метрологическое обеспечение определения толщины стенок колонн.

Провести градуировку прибора так, чтобы показания были в мм (функция толщины стенок) невозможно, поскольку они зависят от геометрии колонны и ц стали. Электромагнитные характеристики определяются маркой стали, которая используется при изготовлении труб, и меняются в процессе эксплуатации колонн (электрохимические взаимодействия, магнитная обстановка в околосквжинном пространстве, температура и т.п.). Поэтому толщину стенок можно только вычислить, если знать цст металла или определить их исходя из измерений.

Создание физических моделей, которые бы имитировали все реальные ситуации, потребует значительные объемы труб, размеры помещения для метрологической базы и, как следствие, значительных капиталовложений. Поэтому при создании метрологического обеспечения целесообразно

использовать ограниченное число типовых моделей, недостающие результаты получить на основе математического моделирования. Модели включают аттестованные трубы различной толщины и диаметра в одно-, двух- и трехколонной компоновке, позволяют оценить работоспособность приборов, настроить математическое обеспечение. Трубы имеют участки, проточенные внутри или снаружи до заданной толщины стенок. Кроме того, для оценки разрешающей способности метода и работоспособности аппаратуры используется метрологическая скважина.

Настройка программного обеспечения осуществляется следующим образом. Аппаратурой МИД-К проводятся измерения в образцовых трубах. На основе математического моделирования и решения обратной задачи по измерениям определяются параметры труб. Строится зависимость толщины стенок труб, рассчитанной по обратной задаче, от истинных значений толщины стенок в одно- и многоколонных скважинах. Определяются коэффициенты пересчета для типовых ситуаций и заносятся в память компьютера. Каждый прибор МИД-К проходит аттестацию в метрологическом центре на типовых моделях. По результатам измерений дается заключение о работоспособности прибора. В таблице1 приведен пример результатов аттестации Ы-го прибора МИД-К в калибровочных устройствах (КУ).

Таблица 1 - Результаты аттестации МИД-К

Измеряемый параметр Номер КУ Паспортное значение Измеренное значение. Абсолют, погреш., Относит, погреш.,

КУ, мм мм мм %

Толщина стенки НКТ 2 2,24 2,20 0,04 1,79

диаметром 73мм 5,21 5,26 0,05 0,96

Толщина стенки одиночной 23 5,51 5,52 0,01 0,18

колонны диаметром 146мм 7,34 2,20 7,57 2.30 0,23 0,10 3,13 4,54

Толщина стенки одиночной 20 3,19 3,23 0,04 1,25

колонны диаметром 245мм 11,20 10,29 10,43 10,65 0,77 0,36 6,88 3,50

Толщина стенки НКТ 73мм, 2 в 7 2,24 2,54 0,30 10,71

помещенной внутрь колонны 146мм 5,21 5,22 0,01 0,19

Толщина стенки колонны 23 через 1 5,51 5,74 0,23 4,17

146мм через НКТ 73мм 7,34 7,02 0,32 4,36

2,20 2,48 0,28 12,72

Толщина стенки колонны 20 через 7 3,19 3,31 0,12 3,76

245мм через колонну 146мм 11,20 10,29 10,65 10,43 0,55 0,14 4,91 1,36

Толщина стенки колонны 23 в 19 5,51 5,25 0,26 4,72

146мм, помещенной внутрь 7,34 7,33 0,01 0,14

колонны 245мм 2,24 2,50 0,26 11,61

В четвертой главе работы «Опытно-промышленное внедрение результатов научных разработок» изложены методика интерпретации, особенности технологии работ с аппаратурой МИД-К, приводятся результаты промышленного применения в скважинах нефтяных и газовых месторождений.

Методика интерпретации. Интерпретация результатов толщинометрии включает четыре основных этапа:

1) качественная оценка первичных записей;

2) количественное определение толщины стенок первой и второй колонн;

3) комплексная интерпретация данных МИДТ и других каротажных методов изучения колонн;

4) описание выявленных дефектов труб, составление Заключения о техническом состоянии эксплуатационной колонны и НКТ (или эксплуатационной колонны и технической колонны при отсутствии НКТ).

Для проведения качественной предварительной интерпретации первичные записи выводятся на экран монитора посредством программного обеспечения (ПО) \УЕЧ\Ъ, разработанного специалистами в ЗАО НПФ «ГИТАС».

В программе применен подход, основанный на поэтапной обработке и интерпретации. После загрузки кривых выполняется предварительная обработка (оценка качества материала, сглаживание, учёт эксцентриситета, учёт магнитного шума, нахождение муфт). Затем вычисляются дефектограммы, с их помощью определяются характерные дефекты колонн и уточняется конструкция скважины. После этого выполняется расчёт толщины стенок труб. Результаты интерпретации записываются в файл или выводятся на печать.

Дефектограммы рассчитываются по формуле:

т-т

где ¡=1,..,М, N - число точек записи по глубине;

£¡(1) - ЭДС как функция времени;

1 " = !>,(<);

Д-(У - характеризует потерю металла на ¡-той глубине. Ранние времена характеризуют потерю металла в первой колонне, поздние - во второй. Просмотр дефектограмм выполняется с целью:

- оценки качества первичного материала;

- выявления аномальных зон;

- выявления конструктивных особенностей скважины (наличие башмаков колонн, вход в кондуктор, отбивка муфт первой и второй колонн);

- выявления зон перфорации, если они имеются, или крупных дефектов в виде снижения регистрируемого сигнала.

При предварительном просмотре измерений отмечаются:

- зоны муфтовых соединений первой колонны (лучше видны на дефектограммах ранних и средних времен);

- зоны муфтовых соединений второй колонны (видны на дефектограммах средних и поздних времен);

- глубины расположения основных конструктивных элементов скважины

("башмак" третьей колонны, телескопические соединения, клапана различного назначения, пакеры, центраторы колонн, например, - фонарного типа);

- интервалы с возможными дефектами труб; также оценивается, к какой именно трубе относится тот или иной дефект, путем сопоставления дефекгограммы на ранних и поздних временах.

Результаты опробовании и промышленного внедрения технологии мапштоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии. Аппаратура МИД-К, оснащенная метрологическими средствами полевого и стационарного типов, прошла широкое опробование в различных нефтегазодобывающих предприятиях.

Технология МИДТ внедрена во многих организациях России (ПФ «Приволжскгазгеофизика» г. Саратов, ОАО «Удмуртгеология» г.Ижевск, ПФ «Кубаньгазгеофизика» п.Афипский, ООО «Оренбурггеофизика» г.Оренбург, ЗАО «Поморгеофизика» г.Нарьян-Мар, ОАО «Газпромгеофизика» г.Москва, ПФ «Севергазгеофизика» г.Уренгой, ПФ «Ставропольгазгеофизика» г.Рыздваный, ПФ «Астраханьгазгеофизика» г.Аксарай, ОАО Сибнефть «Ноябрьскнефтегазгеофизика» г.Ноябрьский, ООО «Вухтагазгеофизика» г.Ухта, ОАО «Волгограднефтегеофизика» г.Котов и др.), странах ближнего (Беларусь, Казахстан, Украина, Узбекистан) и дальнего (Германия, Венгрия, КНР) зарубежья.

Работа по контролю технического состояния обсадных колонн с использованием технологии магнитоимпульсной дефектоскопии проводились во вновь бурящихся, эксплуатационных нефтегазовых скважинах, а также в скважинах подземных хранилищ газа.

В скважинах подземных хранилищ газа (ПХГ) решаются задачи определения срока «жизни» эксплуатационных колонн, определяются интервалы эллипсности, наличие интервалов утончения, деформации (смятия колонны), наличие интервалов, подверженных коррозии, не герметичность забойного оборудования, абразивный износ обсадных труб, фильтра. Эти данные необходимы для безаварийной работы газовых скважин и их проектирования, а также для решения ряда вопросов, возникающих в процессе эксплуатации газохраннлнща.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен анализ состояния разработки аппаратурно-методичсских средств для решения задач дефектоскопии-толщинометрии колонн. Установлены технические характеристики, особенности применения различных видов аппаратуры, показаны широкие возможности метода мапнггоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии. Сформулированы актуальные задачи развития метода.

2. Проведен всесторонний теоретический и экспериментальный анализ возможных погрешностей определения толщин стенок труб в различных ситуациях и установлено, что в одноколонных конструкциях она составляет 0.4 мм; в двухколонных конструкциях: в первой колонне - 0.5 мм, во второй -

0.7.м. Установлены реальные возможности метода и аппаратуры по обнаружению различных дефектов: минимальный размер дефекта типа "трещина": в НКТ 30 мм, в обсадной колонне 50 мм, в обсадной колонне через НКТ - 70; типа "отверстие" - 20 мм.

3. На основе математического моделирования установлены принципиальные возможности решения задач дефектоскопии-толщинометрии обсадных колонн на основе нестационарных электромагнитных процессов, решения прямых и обратных задач, в т.ч. в многоколонных скважинах.

4. Установлено влияние толщин стенок, магнитной проницаемости ц и проводимости ст труб на ЭДС нестационарных процессов. Показано, что отсутствие учета влияния магнитной проницаемости \х и электропроводности а колонн может привести к существенным погрешностям в определении толщин - до 30%, что соответствует 2,4мм, при средней толщине стенок обсадных колонн в 8 мм.

5. По результатам диссертационных исследований выпущено и поставлено более 130 аппаратурно-методических комплексов МИД-К (Пат. РФ № 2250372), основанных на методе МИДТ, исследовано более 1000 скважин. Разработанная технология МИДТ с прилагаемым программным обеспечением, составленными и утвержденными методическими рекомендациями по проведению магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии в нефтяных и газовых скважинах переданы во многие организации России, страны ближнего (Украина, Беларусь, Казахстан, Узбекистан) и дальнего (КНР, Германия, Венгрия) зарубежья.

6. Перспективы развития МИДТ связаны: с разработкой и внедрением сканирующих систем, позволяющих более четко регистрировать локальные дефекты; с комплексированием метода МИДТ с другими методами - с профилеметрией, со скважинными акустическим телевизором (CAT), с методами контроля притока из скважины и др.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнаукм РФ:

1. Даниленко, В.Н. Магнитоимпульсная дефектоскопия-толщинометрия скважин - эффективное средство информационного обеспечения контроля технического состояния обсадных колонн./ В.Н. Даниленко, В.В. Даниленко, Л.Е. Кнеллер, А.П. Потапов //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2005. -Вып.7(134). -С.172-185.

2. Даниленко, В.Н. Паспортизация обсадных колонн электромагнитными и электрическими методами ГИС./ В. Н. Даниленко, В. В. Даниленко, Л. Е. Кнеллер, А. П. Потапов, А. Н. Наянзин //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2007. -Вып.12(165). -С.39-41.

3. Даниленко, В. В. Метрология электромагнитной дефектоскопии и повышение точности определения толщины стенок обсадных колонн./ В. В.

Даниленко, А. П. Потапов, В. Н. Даииленко, А. Н. Наянзин, А. Л. Шаров //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2007. -Вып. 10(163). -С.76-87.

4. Потапов, А. П. Современное состояние электромагнитной дефектоскопии колонн нефтегазовых скважин. / А. П. Потапов, Л. Е. Кнеллер, В. В. Даниленко //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2008. -Вып.2(167). - С.80-101.

5. Потапов, А. П. Основы теории метода магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии./ А. П. Потапов, Л. Е. Кнеллер, В. В. Даниленко //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2011. -Вып.5(203). -С.63-83.

6. Даниленко, В. В. Развитие магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии стенок труб газовых и нефтегазовых скважин. / В. В. Даниленко, А. П. Потапов, В. Н. Даниленко, А. Н. Наянзин, P.P. Куйбышев // НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2011. -Вып.5(203). -С.84-96.

7. Пат. 2250372 Россия, Электромагнитный скважинный дефектоскоп / В. И. Шамшин, В. Н. Даниленко, В. В. Даниленко, А. Н. Наянзин, С. В. Латунов, Н. М. Шевченко// № 2003124913/031; заявлено 08.08.2003; опубл. 20.04.2005, Бюл.№11.

в других изданиях:

8. Зубарев, А. П. Методическое руководство по проведению магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой МИД-ГАЗПРОМ и обработке результатов измерений./

A. П. Зубарев, В. И. Шамшин, В. Н. Даниленко, А. П. Потапов, А. Н. Наянзин,

B. В. Даниленко // ООО «ИРЦ ГАЗПРОМ». - Москва, 2002 - 80 с.

9. Кнеллер, Л. Е. К теории и интерпретации магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии скважин./ Л. Е.Кнеллер, А. П. Потапов, В. В. Даниленко //Сб. мат. научно-техн. конф., поев. 50-летию ОФ УГНТУ в г.Октябрьском 27 октября 2006 г «Проблемы нефтегазового дела». -С.27-31.

10. Наянзин, А. Н. Сканирующий магнито-импульсный дефектоскоп МИД-Сканер. Первые результаты. / А. Н. Наянзин, В. В. Даниленко// Тез.докл науч.конф. «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе» Уфа, 24-25 мая 2006. -Уфа, 2006. -С.134-135.

11. Даниленко, В. В. Опьгг применения магнитоимпульсной дефектоскопии при определении технического состояния обсадных колонн нефтегазовых скважин. / В. В. Даниленко, А. В. Кондратов //Восьмая Уральская молодежная научная школа по геофизике: Сборник научных материалов - Пермь, 19-23 марта 2007г. Горный институт УрО РАН.-2007.-С.95-99.

12. Даниленко, В. В.Сканирующий магнито-импульсный дефектоскоп. (МИД-Сканер)./ В. В. Даниленко, А. Н. Наянзин, А. В. Кондратов // Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин: Тез. докл. VII конгресса нефтепромышленников России. Секция D. Уфа, 2007. - С. 100-102.

13. Потапов, А. П. Паспортизация обсадных колонн электромагнитными и электрическими методами ГИС/ А. П. Потапов, В. В. Даниленко, А. Н. Наянзин, А. В. Кондрашов //Геофизика на службе нефтяной промышленности:

материалы VI Азербайджанской международной геофизической конференции, Баку, 14-29 октября 2007г.-Секция Б.-Баку, 2007- секция В5.-С.81-82.

14. Потапов, А. П. Метрология магнитоимпульсной толщинометрии обсадных колонн и НКТ./ А. П. Потапов, В. В. Даниленко, А. Н. Наянзин //Материалы научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». Тезисы докладов конференции в рамках XVI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2008» г. Уфа, 21 мая 2008 г. - Уфа, 2008. - С.220-223.

15. Потапов, А. П. Оценка техсостояния НКТ и обсадных колонн малогабаритным магнито-импульсным сканером./ А. П. Потапов, В. В. Даниленко /Материалы научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». Тезисы докладов конференции в рамках XVI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2008» г. Уфа, 21 мая 2008 г. - Уфа, 2008. - С.31-34.

16. Кнеллер, Л. Е. Технология скважинкой магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии. / Л. Е. Кнеллер, А. П. Потапов, В. В. Даниленко, В. Н. Даниленко // «Геонауки - от новых идей к новым открытиям»: Сборник трудов 3-й Международной конференции, Санкт-Петербург, 7-10 апреля 2008 г. - С.-Пб., 2008. - Р122. 1 электрон, опт. диск (CD-ROM).

17. Потапов, А. П. Скважннный электро-магнитный дефектоскоп с азимутальным и радиальным разрешением./ А. П. Потапов, В. В. Даниленко, А. Н. Наянзин, А. В. Кондратов // «Геонауки - от новых идей к новым открытиям»: Сборник трудов 3-й Международной конференции, Санкт-Петербург, 7-10 апреля 2008 г. - С.-Пб., 2008. - Р124. 1 электрон, опт. диск (CD-ROM).

18. Даниленко, В. В. Технология оценки технического состояния обсадных колонн и НКТ на основе магнитоимпульсной дефектоскопии./ В. В. Даниленко, А. П. Потапов, В. Н. Даниленко, А. Н. Наянзин // «Сучасш припади, матер1али i технологи для неруйшвного контролю i техшчшн диагностики машинобудшного i нафтогазопромислового обпаднання»: Зб^рник тез доповщей Пятой М1жнародной науково-техшчной конференции, 1вано-Франювськ, Украша, 2-5 грудня 2008 г, - 1вано-Франювськ, 2008. - С.88-91.

19. Потапов, А. П. Малогабаритный электромагнитный сканирующий дефектоскоп СКАНЕР-ГАЗПРОМ./ А. П. Потапов, В. Н. Даниленко, В. В. Даниленко // «Сучасш прилади, матер1али i технологи для неруйшвного контролю i T6XHÍ4H0Í дтгностшси машинобуд!вного i нафтогазопромислового обладнання»: Зб1рник тез доповщей Пятой М^жнародной науково-техшчной конференцш, 1вано-Франювськ, Украша, 2-5 грудня 2008 г. - ¡вано-Франювськ, 2008. - С.92-95.

20. Даниленко, В. В. Магнитоимпульсная дефекгоскопия-толщинометрия труб нефтегазовых скважин - теория и интерпретация. / В. В. Даниленко, Л. Е. Кнеллер, А. П. Потапов, Д. А. Хисаева // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление: Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. Вып.5. - Уфа, 2008. - С. 42 -67.

21. Потапов, А. П. Оценка технического состояния скважин методом магнито-импульсной дефектоскопии./ А. П. Потапов, В. В. Даниленко //К эффективности через сотрудничество: Сборник трудов II Международной геолого-геофизической конференции, Тюмень, 2-5 марта 2009 г. - Тюмень, 2009.1 электрон, опт. диск (CD-ROM).

22. Даниленко, В. В. Опыт применения магнито-импульсной электромагнитной дефектоскопии-толщинометрии для оценки технического состояния нефтегазовых скважин./ В. В. Даниленко, А. В. Кондратов //«Геофизика-2009»: VII Международная научно-практическая конференция молодых специалистов, Санкт-Петербург, 5-9 октября 2009 г. - Санкт-Петербург, 2009. - С.380-383.

Подписано в печать 08.09.2011. Формат 60x84 1/16. Бумага писчая. Гарнитура «Тайме». Усл. печ. л. 1,45. Уч.-изд. л. 1,75. Тираж 100 экз. Заказ № ИЗ.

Отпечатано с готовых авторских оригиналов на ризографе в издательском отделе Уфимской государственной академии экономики и сервиса 450078, г. Уфа, ул. Чернышевского, 145, к. 227; тел. (347) 241-69-85.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Даниленко, Владислав Витальевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

1.1 Малогабаритная аппаратура.

1.2 Аппаратура для исследования обсадных колонн.

1.3 Физические принципы и методические возможности' метода ЭМДС.

1.3.1 Измерения постоянного магнитного поля.

1.3.2 Дефектоскопия на основе переменных гармонических магнитных полей.

1.3.3 А ппаратура на основе метода нестационарных магнитных полей.

1.4 Выводы по главе 1.

2 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИНЦИПОВ ДИАГНОСТИКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ МЕТОД А МАГНИТОИМПУЛЬСНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ-ТОЛЩИНОМЕТРИИ.

2.1 Физические аспекты метода.

2.2 Физико-математическая модель распространения нестационарного электромагнитного поля в скважинах многоколонных конструкций.

2.3 Оценка влияния электромагнитных и геометрических параметров колонн на нестационарные электромагнитные процессы.

2.3.1 Одноколонная модель.

2.3.2 Двух и трехколонные модели.

2.4 Оценка области максимальной чувствительности метода и точности определения толщины стенки.

2.5 Выводы по главе 2.

3 МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ.

3.1 Физическое моделирование для целей оценки чувствительности метода при дефектоскопии колонн.

3.2 Алгоритм определения толщины стенок колонн.

3.3 Метрологическое обеспечение определения толщины стенок колонн.

3.4 Методика интерпретации.

3.5 Выводы по главе 3.

4 ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ НАУЧНЫХ РАЗРАБОТОК.

4.1 Результаты опробования технологии магнитоимпульсной дефектоскопии.

4.2 Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Технология магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии колонн нефтяных и газовых скважин"

Актуальность темы

Геофизические исследования являются неотъемлемой частью геологического изучения площадей и структур, а также анализа, контроля и регулирования процессов разработки нефтяных и газовых месторождений и оценки технологического состояния скважин. Значимость геофизических методов определяется многоплановым характером достоверной' информации, получаемой с их помощью.

Большинство месторождению нефти и газа находится на поздней стадии промышленной разработки, а подземные хранилища газа эксплуатируются более 30 лет. Большое значение с точки зрения обеспечения надежности экологической безопасности приобретают работы в области совершенствования способов, устройств технической диагностики скважин и практическая реализация полученных результатов для их ремонта.

При строительстве и эксплуатации нефтегазовых скважин в сложных геолого-технических условиях для предотвращения осложнений необходимо проводить мониторинг технического состояния^ обсадных колонн: Одним из эффективных средств для выполнения1 этой задачи является электромагнитная дефектоскопия.

В решение этой актуальной, многоплановой проблемы внесли свой вклад как советские и российские ученые С. А. Венско, А. П. Зубарев, А. А. Кауфман, А. Г. Керимов, JI. Е. Кнеллер, А. В. Миллер, А. П. Потапов, В. А. Сидоров, В. И. Шамшин, М. И. Эпов и др., так и исследования ведущих зарубежных компаний Halliburton, Schlumberger, Sondex, Western Atlas и др.

Несмотря на достигнутые успехи в повышении информативности магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии обсадных колонн в скважинах, имеется необходимость её совершенствования. Особое значение приобретает разработка технологии контроля состояния колон без подъема насосно-компрессорных труб в условиях многоколонной конструкции скважин.

Настоящая работа направлена на решение данной проблемы и основана на обобщении теоретических и экспериментальных исследований автора.

- оценка коррозии, износа и других дефектов;

- неразрушающий контроль;

- определение механических характеристик;

- исследование напряженно-деформированного состояния и- выбор критериев предельных состояний;

- испытания на прочность и другие виды испытаний.

Цель диссертационной работы

Разработка технологии дефектоскопии-толщинометрии обсадных колонн на основе метода магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии (МИДТ) в одно- и многоколонных конструкциях нефтяных и газовых скважин.

Объект исследования

Предмет исследования

МИДТ, толщина стенки, дефекты, коррозия ЭК и НКТ, перфорационные каналы.

Основные задачи исследования

5. Оценка точности определения толщин и дефектов стенок в одноколонных и многоколонных скважинах.

6. Разработка технологии применения метода магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии скважин.

Методы исследования

При теоретических исследованиях использовались методы математического моделирования распространения электромагнитных полей в условиях обсаженных скважин для коаксиально-цилиндрических моделей сред; методы математической обработки результатов измерений; методы натурного, моделирования; анализ и обобщение полученного материала; эксперименты на моделях и в скважинах.

Научная1 новизна

2. Установлено влияние магнитной проницаемости, электропроводности металла, количества колонн, их толщин на регистрируемый сигнал и на этой основе определены задачи, решаемые МИДТ: выявление нарушения целостности и дефектов колонн, оценка степени износа толщины стенок труб первой и второй колонн, с необходимой для практики точностью (Пат. РФ №2250372).

Основные защищаемые научные положения

1. Метод магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии, основанный на регистрации переменных процессов в трубах с временным разделением сигналов и интерпретации полученных результатов с учетом существенного влияния магнитной проницаемости (ц) и электропроводности (о) труб, позволяет исследовать и определять толщину стенок, дефекты в первой и во второй колоннах.

2. Разработанная технология МИДТ нефтегазовых скважин, с обязательными предварительными измерениями на моделях и калибровкой в эталонных трубах с известными параметрами, применением оригинальных алгоритмов интерпретации - позволяет обеспечить решение задач* выделения дефектов и оценки толщин стенок труб со следующими характеристиками: погрешность определения толщины первой колонны 0:5 мм, второй — 0.7 мм; минимальный размер дефекта типа "трещина": в НКТ 30 мм, в обсадной колонне 50 мм, в обсадной колонне через НКТ - 70 мм; типа "отверстие" — 20 мм.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена результатами, теоретических расчетов, экспериментальных и> опытно-методических исследований,, выполненных на моделях метрологического центра ВНИИГИС и др., а также в нефтегазовых скважинах Оренбуржья, Ставрополья, Башкортостана, Украины, Казахстана, Германии, Китая и др.

Практическая» значимость и реализация результатов работы заключается в разработке и внедрении комплексов методических, технологических, метрологических и технических решений, образующих систему диагностики состояния обсадных колонн нефтяных и газовых скважин в процессе их эксплуатации, обеспечивающих экономию трудовых и производственных ресурсов, повышение надежности и экологической безопасности добычи углеводородов из недр.

В настоящее время выпущено и поставлено заказчику более 130 аппаратурно-методических комплексов МИД-К, основанных на методе МИДТ, исследовано более 1000 скважин (в том числе: нефтяных - эксплуатационных, разведочных; газовых - ПХГ; специального назначения; бурящихся на воду и др. полезные ископаемые); Технология магнитоимпульсной: дефектоскопии-толщинометрии используется во>' многих организациях России;, странах: ближнего (Беларусь, Казахстан, Украина, Узбекистан); и- дальнего (Германия, Венгрия; КНР) зарубежья:

По материаламшроведенных работ составлено, утверждено и: передано в производственные организации «Методическое руководство по проведению магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой МИД-Газпром и обработке результатов измерений» Личный вклад автора

Автора участвовал в. проведении: численных расчетов,, формулировке основных выводов по! возможной погрешности определения толщины труб при, одно- и многоколонной конструкции« скважин, в постановке и проведении экспериментальных исследований на моделях и в скважинах, в разработке собственно технологии проведения5 магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии, в нефтегазовых скважинах, внедрении технологии в производство:

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на различных конференциях;, семинарах и совещаниях, в том числе:: Всероссийской научно-практической конференции «Информационное обеспечение строительства нефтяных и газовых скважин» (г.Москва, 2 мая 2005 г.); Международном симпозиуме «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (г.Уфа, 2006 г.); Научно-технической конференции, поев. 50-летию ОФ УГНТУ «Проблемы нефтегазового дела» (г.Октябрьский, ОФ'УГНТУ, 2006 г.); Восьмой Уральской молодежной научной школе по геофизике (Горный институт УрО РАН Пермь, 19-23 марта 2007 г.); Международной геофизической конференции и выставке «Геонауки — от новых идей к новым открытиям» (Санкт-Петербург, 7-10 апреля 2008 г.); Международной научно-технической конференции и выставке «Современные приборы, материалы и технологии для неразрушающего контроля и технической диагностики машиностроительного и нефтегазопромыслового оборудования» (г.Ивано-Франковск, 2 декабря 2008 г.); Международной' геолого-геофизической' конференции и выставке (г.Тюмень, 2-5 марта 2009 г.); VII Международной, научно-практической конференции молодых специалистов (Санкт-Петербург, 5-9 октября 2009 г.)

Публикации '

Основные положения и результаты работы опубликованы в 22 научных работах, из них 7 работ в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объём работы

Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций. Она изложена на 159' страницах машинописного текста, содержит 87 рисунков, 9 таблиц и список использованных источников из 111 наименований.

Автор считает своим приятным долгом поблагодарить сотрудников ОАО НПП «ВНИИГИС», без совместной работы с которыми не было бы возможным развитие данного направления и получение результатов, изложенных в работе: к.т.н. В.Н. Даниленко, A.B. Кондрашова, C.B. Латунова, Т.С. Мамлеева, А.Н. Наянзина, А.Г. Терегулова, Н.М. Шевченко, В.Ф; Шокурова и др:

Особую» благодарность автор выражает научному руководителю д.т.н., профессору Л.Е. Кнеллеру, а также д.т.н., профессору Н.И. Слюсареву и д.г.-м.н., доценту А.Г. Талалаю за постоянную- помощь и консультации при выполнении поставленных задач и непосредственно при подготовке диссертационной работы, к.т.н. А.П. Потапову, под руководством и в соавторстве с которым получены основные результаты, изложенные в работе.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Даниленко, Владислав Витальевич

3.5 Выводы по главе 3

• Минимальный размер одиночной продольной трещины, выделяемой в НКТ, - 40 мм, группы трещин - 20 мм.

• Минимальный размер одиночного дефекта типа отверстия в НКТ - 20 мм.

• Поперечные трещины уверенно выделяются X, Y-зондами, в НКТ минимальный размер 39 мм, в эксплуатационной колоне - 65 мм.

• По соотношению сигналов продольных и поперечных зондов можно различить продольные, поперечные и наклонные трещины.

• Минимальный выделяемый дефект типа продольной трещины в ЭК через НКТ 70 мм, а поперечной трещины - 90 мм.

• Создано метрологическое обеспечение, включающее типовые модели скважин.

4 ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

НАУЧНЫХ РАЗРАБОТОК

4.1 Результаты опробования технологии магнитоимпульсной дефектоскопии

Работа по контролю технического состояния обсадных колонн с использованием технологии магнитоимпульсной дефектоскопии проводились во вновь бурящихся, эксплуатационных нефтегазовых скважинах, в скважинах подземных хранилищ газа.

Во вновь бурящихся скважинах МИД-K используется для контроля' [5, 6,

7]:

• глубины спуска кондуктора за технической колонной и технической колонны за эксплуатационной;

• положения муфт эксплуатационной, технической колонн и кондуктора;

• соответствия проекту интервалов установки с разным диаметром и толщиной стенки;

• интервала установки хвостовиков;

• целостности колонны и степени износа в-процессе работы инструмента;

• глубины установки заколонных пакеров и т.д.

В пробуренных скважинах МИД-K позволяет определить:

• фактические интервалы перфорации (кумулятивной, гидропескоструйной, в т.ч. щелевой);

• степень интервала коррозии и износа колонны;

• интервалы нарушений колонны, требующих ремонта;

• фактические интервалы установки герметизирующих пластырей.

В4 скважинах подземных хранилищ газа (ПХГ) решаются задачи определения срока «жизни» эксплуатационных колонн [20, 21], определяются интервалы эллипсности, наличие интервалов утончения, деформации (смятия колонны), наличие коррозийных материалов, не герметичность забойного оборудования, абразивный износ обсадных труб, фильтра. Эти данные необходимы для безаварийной работы газовых скважин и проектирования, а также для решения ряда вопросов, возникающих в процессе эксплуатации газохранилища.

Технология МИДТ использовалась при оценке технического состояния нефтяных скважин на месторождении Карамай (Китай). Скважины имеют следующую конструкцию: кондуктор, труба диаметром <1=245 мм, толщиной стенки 10 мм; эксплуатационная колонна диаметром с1=146 мм, толщина стенки 8.51 мм и НКТ - диаметром (1=73 мм, толщина стенки 5.5 мм.

На рисунке 4.1 приведены примеры построения конструкции скважины по данным МИД-К. На диаграммах с 20 по 45 задержках в интервале 74 м увеличение сигнала обусловлено наличием кондуктора, четко различаются муфты НКТ и эксплуатационной колонн. В правой колонке приведена конструкция колонны. Во второй справа колонке дефектограмма для НКТ и эксплуатационной колонны.

Рис. 4.1. Пример построения конструкции скважины по данным МИД-К

Технология МИДТ позволяет определять местоположения элементов конструкции. На рисунке 4.2 в интервале 809-810.5 - репер, на глубине 822 м расположен центратор эксплуатационной колонны. Измерения проводились через НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.

Рис. 4.2. Определение положения центратора и реперной вставки

Пример вычисления толщины стенок на двух колонном участке скважины приведен на рисунке 4.3. На диаграмме толщины в интервале 10231026 м отмечена коррозия НКТ, а в интервале 1021-1040 м изменение толщины стенок второй колонны. На исходных диаграммах коррозия видна на 5-9 временных задержках сигнала становления поля. Изменение толщины стенок второй колонны на поздних временах. Коррозия НКТ отмечена на Х,У - зондах.

Интервал перфорации хорошо определяется на ранних временных задержках (4-12) падением амплитуды сигнала. В интервале 2021-2023 произошел разрыв колонны. Толщинограмма стремится к нулю, спектро-дефектограмма металла черная, в интервале 2028-2030 м перфорация (рис. 4.4).

Рис. 4.3 Пример вычисления толщины стенок колонн . согг - интервал коррозии НКТ

Рис. 4.4. Выделение интервалов перфорации

На рисунке 4.5 приведен пример определения интервала кумулятивной перфорации при намагниченности колонн. Интервал перфорации отмечается на ранних временах (с 5 по 10 временные задержки). Интервалы намагниченности регистрируются на поздних временах (35-54 временные задержки). В интервале перфорации наблюдается температурная аномалия.

Рис. 4.5. Пример выявления интервала перфорации при намагниченности колонн

По технологии МИДТ можно определять участки коррозии в обсадных колоннах через НКТ. На рисунке 4.6 приведен пример выделения участков коррозии, они хорошо видны на спектро-дефектограмме металла, толщинограмме и на поздних временных задержках.

В соответствии с программой работ на газохранилищах в Германии проводились исследования на многорядных колоннах обсадных труб в двух скважинах ПХГ. Конструкция скважины №1 приведена на рисунке 4.7 Особенность конструкции в том, что в интервале 639-771 м выполнена двухколонная защита из труб 7" и 8.58". В интервале 732 м фирмой "ВЬМ" механическим профилемером обнаружен разрыв в первой колонне. Целостность или нарушение второй колонны механическим профилемером определить не удалось. Была поставлена задача оценить целостность второй колонны и рассчитать толщину колонны методами МИД.

18438.1 11308.0

11670.5

2332500

3282500

231000.0 3329.5

12809.6 4291.0

4589.0

127726.0 2650.6

11109 0 10644.0

68826.0

89746.0 1068.5

43730.0

29320.0

66260.0 363.0

7026.0 3994.0

20285.0

48320.0

Channel

Рис. 4.6. Определение участков коррозии в обсадной колонне через НКТ

На основе анализа сигналов можно сделать вывод, что на глубине 731 м наблюдается разрыв по сварному шву первой колонны (7") (рис.4.8, 4.9).

Вторая колонна непосредственно против разрыва не имеет дефектов. В остальном интервале исследований нарушений в первой и второй колоннах не обнаружено. На глубине 640 м уверенно отмечается изменение диаметра колонн.

Надо отметить, что на кривых толщинометрии (рис. 4.9) наблюдается некоторое взаимное влияние первой колонны на вторую. Это связано с тем, что колонны имеют близкий диаметр, поэтому исключить взаимное влияние полностью не удаётся. На скважине ПХГ № 2 (рис. 4.10) необходимо было уточнить конструкцию скважины.

Рис. 4.7. Конструкция скважины №1 ПХГ

Рис. 4.8. Результат определения дефекта (разрыв колонны по сварному шву, скважина №1)

Толщина, мм т,м 6 8 10 12 14

Рис. 4.9. Кривые толщинометрии по скважине №1 а - толщина стенки первой колонны, б - толщина стенки второй колонны

Рис. 4.10. Конструкция скважины №2

На рисунке 4.11 приведены результаты исследований, где в интервале 87-150 м после обработки глубинных каналов удалось выделить башмак четвертой колонны (12 3/8") на глубине 98 м.

В интервале трех колонн 98-150 м, уверенно видны все муфты. Причем на сигналах с ближней зоны видны муфты НКТ и колонны (5 3/4"). С увеличением глубинности исследования уверенно определяются муфты третьей колонны (8 5/8"). В интервале 390-500 м (рис. 4.11,6) по данным из ближней зоны на глубине 431 м определен переход с большего диаметра НКТ на меньший (уменьшение сигнала), а на глубине 474,5 м по данным из дальней зоны начало трубы (6 5/8").

А - выделение башмака 4-ой колонны 0 12 3/4"-98 м

Б - обнаружение верхнего края утерянной колонны 0 6 5/8" - 474,5

Рис. 4.11. Результаты исследования скважины №2 а - выделение башмака 4-ой колонны 0 12 3/4" - 98 м; б - обнаружение верхнего края утерянной колонны 0 6 5/8" - 474.5 м.

Понижение сигнала в дальней зоне в интервале 460-475 м связано с уменьшением толщины стенок в колонне (8 5/8"). Муфты НКТ и колонны (4 1/2") хорошо отмечены. В интервале трех колонн 350-471 м можно выделить и муфты колонны (8 5/8"). Они отмечены пиками между муфтами НКТ и колонны (5 3/4"). Хорошо видны все муфты в трех колонной конструкции. В интервале четырех колонн из-за взаимного влияния труб (8 5/8") и (6 5/8") муфты колонны (6 5/8") сглажены.

По результатам исследований испытательной (модельной) скважины и действующих скважин ПХГ Германии получены следующие основные результаты - аппаратура МИД-ГАЗПРОМ (МИД-К) может быть »использована для!дефектоскопии и толщинометрии при контроле скважин ПХГ и позволяет: уверенно выделять вертикальные щели длиной >40-70 мм, в т. ч. через НКТ;

• выделять сварные швы в одной колонне;

• определять разрыв колонн в двух колонной конструкции;

• уточнять конструкцию скважины при наличии до четырёх колонн;

• определять толщину первой и второй колонн;

• проверять соответствие проекту интервалов установки секций колонн с различными внутренним ¿диаметром и толщиной стенки;

• проверять целостность- колонн или определять местоположение сквозных нарушений;

• определять фактическую глубину установки заколонных пакеров и т.п.;

• определять фактическое положение интервалов кумулятивной и гидропескоструйной перфорации, в т.ч. щелевой;

• определять интервалы и степени коррозионного износа колонн.

На площади Рыбальчинская технология МИД-К использовалась при контроле технического состояния обсадных колонн при строительстве скважины. Результаты исследования приведены на рисунке 4.12. Исследования проводились в следующей конструкции скважины: кондуктор на глубине 88 м, диаметр трубы 426 мм, первая - техническая колонна, глубина 349.7 м, диаметр трубы 324 мм, вторая — техническая колонна, глубина 1608.3 м, диаметр трубы 244.5 мм, толщина стенки 12 мм. год был проведен повторный замер. Причем для контроля были проведены измерения на двух скоростях. Отметим, что процесс коррозии развивается. Толщина стенки уменьшилась на 2 мм. В остальном интервале толщина стенки колонны не изменилась. Таким образом, с помощью МИД-K удалось обнаружить интервалы нарушений в эксплуатационной колонне, а временные замеры позволяют оценить скорость процесса разрушения.

На Туймазинской площади (рис. 4.13) была проведена магнитоимпульсная дефектоскопия нефтяной скважины» с целью оценки технического состояния« обсадных колонн, получения количественной информации по толщине стенок эксплуатационной колонны, выявления дефектов, определения участков уменьшения толщины стенок колонны, выявления дефектов, уточнения интервалов перфорации. Скважина имеет следующую конструкцию: направление d=239 мм — 37 м, кондуктор' d=219 мм - 147 м, эксплуатационная^колонна d=146 мм - 1239 м.

Исследования были проведены аппаратурой: магнито-импульсный дефектоскоп МИД-К №84. Данные записи МИД-K привязаны к конструкции скважины. По данным интерпретации, проведенных исследований, получены следующие результаты: направление 0 299' мм заканчивается на глубине 36,5м, башмак кондуктора 0 219 мм — 147 м.

Исходные дефектограммы и толщинограммы имеют ровный ход во всем интервале исследования, муфты отбиваются равномерно и отмечаются резким увеличением сигнала. Толщина стенки колонны лежит в диапазоне 7-8,5 мм: уменьшение толщины стенок до 6 мм в интервале 850.3 — 860.3 м, до 6.5 мм в интервалах — 872 — 882 м, 992.5 - 1001.5 м. Трубы толщиной 9 мм лежат в интервалах: 360 - 348, 415.2 - 425.2, 502.5 - 526, 572.5 - 595.5, 743 - 755 и 1030 — 1037.5 м. Толщина стенки труб 9.5 - 10 мм в интервалах - 360 - 370 м, 882.5 — 891 м. В интервале 857 — 877 м на каналах 2-4 выделяется интервал перфорации (рис. 4.14). Дополнительно приведена диаграмма, где dz — дифференциальная дефектограмма, на которой отчетливо выделяется интервал перфорации.

Конструкция скважины приведена в таблице 4.1.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Даниленко, Владислав Витальевич, Октябрьский

1. Абакумов A.A. Новый высокоразрешающий сканирующий магнитный интроскоп МИ-50 для обследования обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. / А. А. Абакумов, А. А. Абакумов (мл.), В. В. Баженов,

2. Арутюнов А.Е. Магнитоимпульсные скважинные дефектоскопы. / А. Е. Арутюнов, В.И: Шамшин, М:Г. Дахнов, В.А. Сидоров //Газовая промышленность, 1998. № 10. - С. 47-48.

3. Арутюнов А. Е. Магнитоимпульсная дефектоскопия колонн в скважинах IIXF. / А. Е. Арутюнов, В. И. Шамшин, А. Н. Петров, В. А. Сидоров. //Наука и техника в газовой промышленности, 1999. -№1-2.1. C.10-14.

4. Временная инструкция по переаттестации скважин ПХГ с целью определения их возможной эксплуатации. СевкавНИПИгаз, РАО Газпром, Ставрополь, 1996.

5. Даниленко В.Н. Паспортизация обсадных колонн электромагнитными и электрическими методами ГИС. / В. Н. Даниленко, В. В. Даниленко, Л. Е. Кнеллер, А. П. Потапов, А. Н. Наянзин // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС, 2007. - Вып. 12(165). - С.39-41.

6. Даниленко В. В. Метрология электромагнитной дефектоскопии и повышение точности определения толщины стенок обсадных колонн. /

7. B. В. Даниленко, А. П. Потапов, В: Н. Даниленко, А. Н. Наянзин, А. Л. Шаров // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС, 2007. - Вып. 10(163).1. C.76-87.

8. Дефектоскоп-дефектомер индукционный скважинный ИДК105. //Изобретения и рацпредложения? в нефтегазовой промышленности;2002. -№5. С.34.

9. Зубарев А. П; Техническая диагностика и дефектоскопия газовых скважин. / А. П. Зубарев, С. А. Венско //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2002. -Вып.99. С.61.

10. Кауфман А. А. Теория индукционного каротажа. / А. А. Кауфман М.: Наука, 1965, 235 с.

11. Кауфман А. А. Введение в теорию геофизических методов. Ч. I. Гравитационные, электрические и магнитные поля. / А. А. Кауфман —М.: Недра, 1997. 520 с.

12. Керимов А.-Г. Г. Контроль технического состояния обсадных колонн приборами КСП-Т / А.-Г.Г. Керимов, А. А. Даутов, А. Н. Харламов // НТВ «Каротажник». Тверь: ЛИС, 2001. - Вып.86. - С.22-30.

13. Керимов А. Г. Метрологическое обеспечение исследований прибором КСП-Т. / А. Г. Керимов, Ю. В. Литвинов, А. М. Куликов // Сб: науч.тр. СевКавНИПИгаза, 2002. -№37. С.99-104.

14. Киселев В. В. Опыт применения аппаратуры магнито-импульсной дефектоскопии МИД-К. / В. В; Киселев // Газовая промышленность. 2002, № 10, С.52-57.

15. Кнеллер Л. Е. Алгоритм прогнозирования погрешности определения удельного электрического сопротивления по данным электрокаротажа и некоторые результаты его* использования. / Л; Е. Кнеллер //ЭИ: сер.

16. Регион, развед. и промысл, геофизика», ВНИИ эконом, минер, сырья и геол. развед. работ. М.: ВИЭМС, 1983. - №20. - С. 1-8.

17. Кнеллер Л. Е. К теории и интерпретации магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии скважин. / Л. Е. Кнеллер, А. П. Потапов,

18. B. В. Даниленко // «Проблемы нефтегазового дела»: Сб. мат. научно-техн. конф., поев. 50-летию ОФ УГНТУ в г. Октябрьском 27 октября 2006 г. 2006. -С.27-31.

19. Кудрявцев Ю. И. Индукционные методы измерения магнитной восприимчивости горных пород и руд в естественных условиях. / Ю. И. Кудрявцев. Л.: «Недра», 1978, 240 с.

20. Кузин И. Г. Экспресс-интерпретация данных электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн нефтегазовых скважин. / И. Г. Кузин //Геофизический вестник. М.: ЕАГО, 2001'. - №11. - С. 13-15.

21. Лифантьев А. В. Опытно-промышленное ппрп(=>прь==^ нЕдие магнитоимпульсных дефектоскопов-толщиномеров в скваясЕ^^и^ах многоколонной конструкции (на месторождениях АО «Татнефть»)> А.

22. B. Лифантьев, Р. И. Юсупов, В. А. Сидоров // Сб. тез. междунар. кобзе^-мс^Ь. и выст. по геофиз. исслед. скважин, Москва 8-11 сент. 1998. — М.,1. C.Р1.3.

23. Марков: В; А. Исследование технического состояния сква1=^еин геофизическими методами: / В: А. Марков, О. В: Иванов //Е^ЗГТВ «Каротажник». -Тверь: АИС. Вып.5-6 (118-119). - С.245-253.

24. Марков В. А. Технология и методика, проведения конт-ргг^олятехнического состояния скважин на объектах исследования С1>00

25. Марков В. А. Результаты диагностирования технического состо.з==гцияскважин методами промысловой геофизики на объектах С300

26. Марков В. А. Технология электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн разведочных и эксплуатационных скважин. / В. А. Марков, В. Ф. Шулаев, В. И. Масленников, О. В. Иванов //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2004. -Вып.5-6 (118-119).-С.259-265.

27. Миллер А. А. Прямые измерения проводимости обсадных труб1 и НКТ, используемых в качестве модели толщины. / А. А. Миллер, А. В. Миллер, К. С. Епископосов, Г. Е. Мурзаков, Д. К. Епископосов //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 2002. - Вып. 101. - С.68-74.41.

28. Миллер А. А. Способ оперативного расчета толщины стенок колонн по данным электромагнитной дефектоскопии. / А. А. Миллер //Деп. рук. №611-В 2005. Октябрьский: ОАО НПП «ВНИИГИС», 2005. - 30 с.

29. Миллер A.A. Постоянное магнитное поле в обсаженных скважинах и возможность его использования для дефектоскопии. / А. А. Миллер //Сб. статей «Скважинные геофизические технологии на рубеже веков»,

30. Управление по недрам РБ, ОАО НПП «ВНИИГИС». Уфа: ТАУ, 2000. -С.255-275.

31. Пасечник М. П. Анализ методических возможностей многозондовых комплексов ИК. / М. П. Пасечник, Б. В: Рудяк, О. М; Спекина, Ю. Л. Илин //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС. - Вып.45. - С.43-49.

32. Плюснин М. И. Индукционный каротаж. / М. И., Плюснин М.: «Недра», 1968,140 с.

33. Поздеев Ж. А. Возможные причины повреждения обсадных колонн. / Ж. А. Поздеев, Ю. А. Куц, А. Ю. Игнатов, В. 3. Кокшаров //НТВ АИС «Каротажник». 1998. - Вып. 48. - С. 56-63.

34. Потапов А. П. Влияние магнитной проницаемости и. электропроводности металла обсадных колонн1 на результаты скважинной импульсной электромагнитной дефектоскопии. / А. П. Потапов //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1999. - Вып. 75. - С. 109112. 50

35. Потапов А. П. Интерпретация импульсной электромагнитной толщинометрии на основе решения прямой и обратной задач. / А. П. Потапов, Jl. Е. Кнеллер //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1999. -Вып.64. - С.85-91.

36. Потапов А. П. Оценка погрешностей определения толщины стенки труб при исследовании многоколонных скважин* методом импульсной электромагнитной дефектоскопии. / А. П. Потапов, Л. Е. Кнеллер //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 2000. - Вып. 96. - С.99 -112.

37. Потапов А. П. Численное решение задачи становления поля магнитного диполя в скважинах многоколонной конструкции. / А. П. Потапов, Л. Е. Кнеллер //НТВ АИС «Каротажник». 1998. - Вып. 52. - С.76-81.

38. Потапов А. П. Численное решение прямой и обратной задач импульсной электромагнитной толщинометрии обсадных колонн в скважинах. / А. П. Потапов, Л. Е. Кнеллер //Геология и геофизика, 2001. Том 42, № 8 - С.1279-1284.

39. Потапов А. П. Математическое моделирование и интерпретация материалов скважинной импульсной электромагнитной толщинометрии. / А. П. Потапов, Л. Е. Кнеллер //Геофизика. Тверь: ГЕРС, 2000. - №5. -С.27-30.57.

40. Потапов А. П. Современное состояние электромагнитной дефектоскопии колонн нефтегазовых скважин. / А. П. Потапов, Jl. Е. Кнеллер, В. В. Даниленко //НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС, 2008. - Вып.2(167). - С.80-101.

41. Рубан Г. Н. Контроль технического состояния обсадных колонн скважин методами ГИС. / Г. Н: Рубан //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 2005. - Вып. 128. - С.125-133.

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

43. Сервисный каталог по каротажным работам: каталог /фирма Schlumberger. 1996. - С.79-82.

44. Сидоров В. А. Становление электромагнитного поля в неоднородных средах применительно к геофизическим исследованиям. / В. А. Сидоров,

45. B. П. Губатенко, В. А. Глечиков. Саратов: Изд. СГУ. - 1977. С. 224:

46. Сидоров В. А. Магнитоимпульсная дефектоскопия колонн в газовых скважинах. / В. А. Сидоров //НТВ'«Каротажник». Тверь: АИС, 1998, №47. - С.74-79. 62.

47. Сидоров В. А. Магнитоимпульсная дефектоскопия и толщинометрия колонн. / В. А. Сидоров //Нефтяное хозяйство, 1996. №10. - С.12-14. 63.

48. Сидоров В. А. Скважинные дефектоскопы-толщиномеры для исследования многоколонных скважин. / В. А. Сидоров //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1996. - Вып.24. - С.84-94.

49. Сидоров В. А. Автономные скважинные дефектоскопы / В. А. Сидоров,

50. C. В. Степанов, М. Г. Дахнов, В. Г. Божедомов, Д. Ю. Пятницкий, И. А. Сагитов. //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1997. - Вып.34. - С.74-78.

51. Сидоров В. А. Многозондовый цифровой электромагнитный дефектоскоп-толщиномер. / В. А. Сидоров, В. К. Теплухин, А. В. Миллер /Мат. Международного симпозиума по новым геофизическим технологиям, Уфа, 1997 г. С.20.

52. Скважинный модуль индукционного дефектомера СМИД2-90-120/60: каталог / ОАО «Геотрон» 2004. -С.28.

53. Табаровский Л. А. Оценка разрешающей способности методов и подавление помех в системах многократного наблюдения (теория, алгоритмы программы). / Л. А. Табаровский, М. И. Эпов, О. Г. Сосунов // Новосибирск, 1985. (препринт /ИГиГ СО АН СССР; № 7).

54. Теплухин В: К. Развитие электромагнитных методов исследования / В*. К. Теплухин, А. В. Миллер, А. А. Миллер, Е. М. Мурзаков, С. В. Степанов, В. Г. Судничников, О. М. Казакова. //НТВ «Каротажник».-Тверь: АИС, 2001. Вып. 82. - С 123-127.

55. Теплухин В. К. Сканирующий электромагнитный дефектоскоп для обследования обсадных колонн. / В: К. Теплухин, А. В. Миллер, А. А.

56. Миллер, Е. М. Мурзаков, С. В. Степанов, В. Г. Судничников, О. М. Казакова //Материалы Международной научно-пр. конференции, Октябрьский, 2002 г. С. 324-331.

57. Теплухин В. К. Вопросы электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн. / В. К. Теплухин, А. В. Миллер, В. А Сидоров //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 1997. Вып.ЗЗ. - С.68-71.

58. Теплухин В. К. Электромагнитная дефектоскопия обсадных колонн. / В. К. Теплухин, В. А Сидоров; //Международная геофизическая конференция SEG-EAGO, Москва,. 1993: С. 121.

59. Токман А. К. Контроль технического- состояния колонн газовых скважин Астраханского ГКМ. / А. К. Токман //НТВ «Каротажник». — Тверь: АИС, 2003. №105.- С.98-106;

60. Цифровой магнито-импульсныи дефектоскоп МИД-K: каталог / Татнефтегеофизика (Татарстан); 2000¿

61. Чемоданов В. Е. К интерпретации результатов исследования скважин в нестационарном режиме. / В: Е Чемоданов //В сб.: Нефть и газ. М., 1974. - С.26-27.

62. Шейнман С. М. Об установлении электромагнитных полей в земле. / С. М. Шейнман//Прикладная геофизика; 1997; Вып.З. - С.3-35;

63. Шумилов А. В. Дефектоскопия скважин и контроль щелевой гидропескоструйной перфорации методами ГИС. / А. В. Шумилов //НТВ АИС «Каротажник». 2001. - Вып.79. - С.59-66.

64. Электромагнитный прибор для определения износа колонн с непрерывной записью ИКП1: реклама / «ООО фирма РИАЛОГ //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1998. - Вып.53. - С.111-112.

65. Эпов М. И. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. / М. И. Эпов, Ю. Н. Антонов //Методическое руководство. -Новосибирск: СО РАН, 2000. 121 с.

66. Эпов М. И. Способ неразрушающего контроля технического состояния обсадных колонн нефтегазовых скважин на основе электромагнитного зондирования. / М. И. Эпов, Г. М. Морозова, Е. Ю. Антонова; И. Г.

67. Кузин //Физико-технические проблемы полезных ископаемых.-Новосибирск: СО РАН, 2003. №3. - С. 13-22. 88.

68. Эпов М. И. Определение параметров ферромагнитного проводящего цилиндрического слоя по данным метода становления поля. / М. И. Эпов, Г. М. Морозова, Е. Ю. Антонова //Геология и геофизика, 2005. -Том. 45. №11. - С.1358-1368.

69. Эпов М. И. Электромагнитные процессы в проводящей магнитной обсадной колонне. / М. И. Эпов, Г. М. Морозова, Е. Ю; Антонова //Геология и геофизика, 2007. Том. 48. - №6. - С.673-684.

70. Яруллин Р. К. Сверлящая перфорация и геофизические методы контроля интервалов вскрытия. / Р. К. Яруллин, В. К. Теплухин, А. В.

71. Миллер, Т. С. Мамлеев, Ю. В. Николаев, В. Д. Ташбулатов //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2000. Вып.75. - С.62-68.

72. Casing Inspection Log. Halliburton logging services. Technical Bookfor Distribution. Coppering 1995.

73. Pipelibe Inspecion: каталог / фирма Baker Atlas (USA), 2002. -3 c.

74. The Magnelog Survey, Magnelog Instrument Specifications: Сервисный каталог / фирма Atlas Wireline Services, 1999.

75. Chew Weng Cho. Modelling of dielectric logging toll at high frequencies.: Applications and result. / Chew Weng Cho. //IEEE Trans. Geosi. And Remote Sens.-1988. 26, № 4 - P.388-398.

76. Xie Ranghua. Методика обнаружения повреждений обсадных труб по данным электромагнитного дефектоскопического каротажа. / Xie Ranghua, Liu Jisheng, Thang Yaeqie, Cejing Jishu. //Well logging. Technol, 2003, v.27., №3. P.242-245.

77. Yancai Sun. Обнаружение дефектов в многослойных обсадных трубах с использованием скважинных электромагнитных измерений. / Yancai Sun, Hua Theng, Yanhui Cui Cejingjishu. //Well logging. Technol, 2003, v.27, №3. P.246-249.

Информация о работе

Даниленко, Владислав Витальевич
кандидата технических наук
Октябрьский, 2011
ВАК 25.00.10

Диссертация

Технология магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии колонн нефтяных и газовых скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы