USD ЦБ — 57,52 +0,03
EUR ЦБ — 67,61 −0,13
Brent — 57,74 −0,35%
понедельник 23 октября 10:55

Наука и технологии // Приборостроение

Скважиная магнитоимпульсная дефектоскопия-толщинометрия труб

03 декабря 2013 г., 12:12Neftegaz.RU3562

Метод скважинной магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии (МИД-К) основан на исследовании пространственного распределения, затухающих во времени вихревых токов в колоннах труб, которые наводят ЭДС в приемной катушке после выключения тока намагничивания.

Характер измеряемого нестационарного сигнала определяется толщиной стенки трубы (m), ее диаметром (d), удельной электрической проводимостью (s) и магнитной проницаемостью (m) металла. Чем больше произведение msm, тем медленнее затухают вихревые токи, возникшие в трубах.

Метод МИД-К позволяет производить зондирование многоколонных конструкций с временным разделением сигнала от разных колонн. Это осуществляется выбором длительности импульса тока намагничивания в генераторной катушке и паузы, во время которой регистрируют ЭДС на измерительной катушке (кривые спада), и конструкции зондовой установки.

Выбор конкретного интервала времени на кривых спада позволяет обследовать состояние той или иной колонны.

Аппаратура магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии (МИД-К-ГК, МИД-К-ГК-С, МИДС-К-100) включает в себя скважинный модуль, интерфейсный блок соединений с мобильным компьютером, полевое калибровочное устройство. Скважинный модуль может использоваться и без интерфейсного блока, со стандартными регистраторами Блик, Гектор, Вулкан, КарСар, Кедр и др. и состоит из блока электроники, зондов дефектоскопа, зонда ГК, которые помещены в немагнитный охранный кожух, термометра, помещенного в охранный колпак.

Магнитное поле в исследуемой колонне создается импульсным током I длительностью t. В МИД-К-ГК в тремя генераторными катушками- сильное поле создается катушкой индуктивности с магнитным моментом коаксиальным оси прибора (Z-зонд), слабые поля создаются двумя взаимно-перпендикулярными катушками с магнитными моментами перпендикулярными оси прибора (X и Y зонды), регистрация наведенных в колонне сигналов осуществляется тремя взаимно перпендикулярными, совмещенными с генераторными, приемными катушками.

В МИД-К-ГК-С сильное электромагнитное поле создается короткой и длинной коаксиальными генераторными катушками. Регистрируется ЭДС zz компонент электромагнитного поля, длинной и короткой измерительными катушечками и ЭДС zr компоненты электромагнитного поля шестью поперечными катушками, расположенными по периметру пробора.

В МИДС-К-100 сильное поле создается коаксиальной генераторной катушкой, и измеряется ЭДС zz компоненты электромагнитного поля совмещенной с генераторной измерительной катушкой, и ЭДС zr компоненты электромагнитного поля двенадцатью поперечными катушками, расположенными по периметру прибора.

Работа по контролю технического состояния обсадных колонн с использованием технологии МИД-К проводятся во вновь бурящихся, эксплуатационных нефтегазовых скважинах, в скважинах подземных хранилищ газа.

При строительстве скважин МИД-К используется для контроля конструкции скважины, положения муфт эксплуатационной, технической колонн и кондуктора, соответствия проекту интервалов установки колонн с разным диаметром и толщиной стенки, интервала установки хвостовика, целостности колонны и степени износа в процессе работы инструмента и т.п.

В действующих скважинах МИД-К позволяет определить фактические интервалы перфорации (кумулятивной, гидропескоструйной, в т.ч. щелевой), степень коррозии и износа колонны, интервалы нарушений колонны, требующих ремонта, фактическую глубину установки герметизирующих пластырей и заколонных пакеров и др. Работы можно выполнять как через колонну НКТ, так и после её подъема

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

Интерпретация результатов дефектоскопии-толщинометрии проводится в системе DeViz, которая позволяет отображать каротажные данные на экране монитора, проводить увязку кривых по реперным интервалам, данным о конструкции скважин или опорным пластам, сопоставляя ГК-МИД с материалами ГИС. DeViz включает режимы: автоматической отбивки муфт первой и второй колонн с возможностью "ручной" корректировки. учета магнитного шума; эксцентриситета труб и температурного дрейфа.

Изменение температуры окружающей среды может привести к погрешностям в определении толщины, которая складывается из двух составляющих: аппаратурная и методическая. Методическая погрешность возникает из-за некорректного учета влияния электромагнитных характеристик стали при изменении температуры. Например, для немагнитной трубы не учет изменение электропроводности в зависимости от температуры (от 30 до 100 °С) может привести к погрешности в толщине »2 мм. Аппаратурная погрешность складывается из температурного дрейфа электроники и отклонения параметров генераторной и измерительной катушек. В DeViz реализована процедура учета температурного дрейфа, позволяющая на основе математического моделирования, учитывать изменение электромагнитных свойств металла.

К значительной погрешности при определении толщины в двухколонной конструкции может привести эксцентриситет труб. Приближение внутренней колонны к внешней приводит к увеличению сигнала, особенно на ранних ВЗ (1-11), что может интерпретироваться как увеличение толщины, поэтому необходимо учитывать влияние эксцентриситета труб. Алгоритм введение поправок за эксцентриситет основан прямом и обратном преобразования Фурье, суть которого заключается в анализе частотного спектра и исключения низкочастотных составляющих, обусловленных эксцентриситетом труб.

Большие осложнения при проведении интерпретации могут создавать зоны локального намагничивания колонн, обусловленные различными факторами технического характера. Такого рода зоны должны отмечаться операторами при проведении основного замера в скважине. Рекомендуется для отбраковки этих помех проводить контрольные записи выделенных интервалов на измененной скорости каротажа, например, вдвое уменьшенной по отношению к основной. При этом аномалии, обусловленные зонами намагничивания металла колонн, резко изменяются по амплитуде (при уменьшении скорости - уменьшается амплитуда) в отличие от аномалий, связанных с дефектами, амплитуда которых не меняется.

Учет магнитной неоднородности позволяет повысить точность определения толщины и надежность выявления дефектов.

Для оценки качества материала, выявления аномальных зон, построения конструкции скважины, уточнения интервалов перфорации, определения интервалов нарушения колонны и коррозии в DeViz строятся трехмерные дефектограммы. По оси Z откладывается глубина, по оси Х - номер временной задержки, по оси Y - амплитуда дефектограмма.

Амплитуда дефектограммы рассчитывается как

,

где Ei(z) - ЭДС на i-ой временной задержке на глубине z,

, где zк, zп - соответственно координаты кровли и подошвы.

Вычисление толщины стенки колонн основано на методе математического моделирования и решении обратной задачи. При реализации алгоритма решения обратной задачи важное, значение имеет выбор алгоритма решения прямой задачи, т.е. он должен обеспечивать достаточную точность и приемлемое время счета. Моделирование кривых спада по описанному алгоритму требует значительных затрат времени ЭВМ и может использоваться только для исследовательских задач. Для обеспечения использования разработанного программного обеспечения в производственном режиме были рассчитаны кривые спада для моделей одно и двухколонных конструкций для всех встречающихся на практике параметров и сочетаний труб и занесены в память ЭВМ.

При определении толщины колонн для случая, когда все три параметра m, s, m неизвестны, прогнозируемые погрешности определения толщины могут достигать 1-2 мм, если использовать измерения в одной точке и не использовать априорную информацию о параметрах трубы.

Для повышения точности определения толщины в таких ситуациях, когда нет возможности оценить m и s труб, предложен следующий алгоритм.

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

где N - число точек, в которых проводятся измерения в заданном интервале (в трубе);

M - число измерений в данной точке (E(tj)).

Необходимо определить вектор искомых параметров

mj - толщина трубы в данной точке;

s, m - соответственно проводимость и магнитная проницаемость трубы.

Вектор определим из условия минимизации функционала

где - вектор теоретически рассчитанные измерения размерности M×N

e, d - соответственно абсолютная относительная погрешности.

Для решения задачи (2) воспользуемся итерационным алгоритмом, приведенным в [9,10,11]. Матрица производных в нашем случае будет иметь вид

A={ }

Такой подход позволяет повысить достоверность определения толщины, поскольку ограничивает размерность поиска m в каждой точке.

Рассмотрим примеры уточнения конструкции скважины по материалам МИД-К Башмак кондуктора, технической и эксплуатационной колонн отмечается увеличением амплитуды сигнала на поздних временных задержках (ВЗ) (20-54), что эквивалентно увеличению длительности переходного процесса. При этом на ранних ВЗ (1-11) наблюдается ровный ход кривых. Муфты первой колонны отмечаются увеличением амплитуды сигнала, начиная с ранних ВЗ, а второй колонны - на средних и поздних ВЗ.

Вход в НКТ, наличие пакера отмечаются увеличением амплитуды сигнала на ранних ВЗ. Наличие пакера в интервале 1850-1851,6 м, муфт НКТ на глубине 1852 м и обсадной колонны на глубинах 1854,4 м, 1864,6 м отмечаются увеличением амплитуды сигнала.

Переход с одного диаметра колонны на другой отмечается скачком амплитуды сигнала в зависимости от диаметра и толщины на ранних ВЗ, при этом на поздних ВЗ амплитуда остается неизменной. На рис.1б приведен пример «перехода» с большого на малый диаметр НКТ (89 мм на 73 мм). На 7-ой ВЗ на глубине 597,5 м резкий скачек амплитуды сигнала, хорошо "видны" муфты НКТ. На средних ВЗ (20) начинает расти амплитуда сигнала против муфт ЭК, а на поздних ВЗ (40-50) амплитуда сигнала от муфт ЭК практически сравнивается с амплитудой сигнала от НКТ.

Временное разделение сигналов позволяет определять эксцентричность колонн. Интервалы, где колонны аксиальные, отмечаются характерным повышением сигнала на ранних и средних ВЗ (6-20), при этом на поздних ВЗ (40-54) ход кривых ровный. На рис.1г приведен пример приближения НКТ обсадной колонны в интервале 1025-1075 м.

После выделения ряда аномальных зон, обусловленных конструктивными элементами скважины, нужно определить возможные дефекты колонн.

Сквозные трещины, дефекты, нарушения колонны на диаграммах отмечаются на всех ВЗ как интервалы с резким понижением амплитуды сигнала (сокращение времени переходного процесса).

В том случае, если аномальная зона достигает наибольшей амплитуды на ранних ВЗ (1-11), и с увеличением времени ее скорость спада практически не изменяется, можно сделать предварительное заключение о принадлежности дефекта к ближней исследуемой колонне.

Если понижение амплитуды сигнала не проявляются на ранних ВЗ, а на средних и поздних наблюдается значительное падение амплитуды сигнала, дефект можно отнести ко второй колонне. Надежный признак, позволяющий достаточно уверенно отнести дефект к первой колонне - наличие аномалии на поперечных XY зондах.

Падение амплитуды сигнала на 7-ой ВЗ, и аномалии на сигнале поперечных зондов подтверждают наличие дефекта в НКТ. Сопоставление кривых спада на целом участке трубы и участке с дефектом подтверждают дефект в НКТ, т.к. кривые расходятся на ранних ВЗ. Чем больше диаметр НКТ и толщина стенки, тем на более поздних временах кривые спада будут "расходиться".

На рис.2б показан пример дефекта во второй колонне, на ранних ВЗ кривые спада против целого участка и дефекта обнаруженного сквозь НКТ совпадают, а на поздних ВЗ «расходятся».

Примеры определения интервалов кумулятивной перфорации, которая выполнена бескорпусным перфораторама ПКС80Т и корпусным перфораторы типа ПК105Д4.

При использовании перфораторов типа ПКС 80Т в зонах перфорации в этом случае нередко происходит растрескивание трубы в местах удара. Перфорация такого вида определяется падением амплитуды сигнала на ранних и средних ВЗ. В системе DeViz на трехмерной дефектограмме интервал перфорации отмечается черным цветом. В интервалах 565-575 м, 581,5-585 м понижение амплитуды сигнала продольного зонда на Z2, Z16 ВЗ и аномалии поперечных XY-зондов вызваны наличием растрескивания колонны после перфорации.

Корпусные перфораторы типа ПК105Д4, ПК103Д и т.п. практически не дают растрескивания, поэтому существенного падения ЭДС не наблюдается. В в интервале перфорации обычно наблюдается магнитная неоднородность, которая достаточно эффективно регистрируется на ранних ВЗ (2-3) (рис.3б). В программе DeViz предусмотрено вычисление дифференциальной дефектограммы . На кривых D(t) достаточно однозначно выделяются интервалы кумулятивной перфорации.

Толщины стенок колонн вычисляется в системой DeViz в следующей последовательности:

- Отмечаются границы башмаков колонн (строится конструкция скважины).

- Отмечаются интервалы с колоннами, из одной марки стали.

- Задаются номинальные значения толщины стенки и диаметр труб*.

- Сохраняются кривые спада в "базе знаний".

- Отмечаются муфты 1-ой, 2-ой колонн (автоматически).

- Исправляются диаграммы за влияние эксцентриситета (если это влияние есть), рис.4г.

- Вычисляется толщина колонн.

Ниже проведены примеры использования технологии МИД-К при оценки технического состояния труб. На рис.5 показано выявления нарушения кондуктора (КОН) и расчет толщины ЭК и КОН. Исследования кондуктора проводились через эксплуатационную колонну. По данным МИД-К достаточно надежно можно оценить техническое состояния хвостовиков. На рис.6 приведены результаты расчета толщины и интервалы нарушений (в 1564-1570;1587,5-1588,5;1596-1596;1622-1623;1648,8-1642).

В Китае большой опыт комплексирования измерений МИД-К и MIT-Sondex , выполнен значительный объем скважинных исследований, что позволяет более надежно интерпретировать материалы МИД-К и существенно дополнить данные MIT.

По данным МИД-К выявлено четыре дефекта, интервал коррозии (1550.2-1552.4 м) и центратор на глубине 1549 м, по MIT три нарушения. Поскольку нарушения 1,2 определены МИД-К и MIT они являются сквозными. Нарушение 3,4 на вешней поверхности достаточно глубокое, но не достигло внутренней поверхности, поэтому не отразилось на измерениях MIT. Коррозия на внешней поверхности колонны, т.к. по данным МИД-К падение сигнала в этом интервале, а MIT не определяет здесь нарушения внутренней поверхности. Радиусы постоянны и равны номинальной величине.

Александр Потапов,

Виталий Даниленко,

Леонид Кнеллер

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context