К оглавлению

Для таких ситуаций, когда дефектоскопические работы на кабеле невозможны или затруднены, разработаны автономные дефектоскопы. При их создании использованы эффективные зондовые системы, опробованные ранее в кабельных приборах. Общее управление дефектоскопом осуществляется микропроцессором, находящимся в скважинном снаряде. Он включает силовые цепи по заранее заданной программе и производит опрос измерительных датчиков. Измеряемые сигналы оцифровываются, подаются в память прибора, предварительно анализируются, что в дальнейшем позволяет через обратную связь регулировать помехоустойчивость системы и ее разрешающую способность. Опробованы и двухпроцессорные схемы. Окончательные сигналы записываются в память внутри скважинного снаряда.

Различия модификаций автономных дефектоскопов заключаются в особенностях применяемых зондов и системы опроса датчиков. Общим является основополагающий принцип - использование электромагнитных полей, реагирующих на суммарную продольную электрическую проводимость (произведение удельной проводимости на толщину трубы) первой (центральной) колонны и на суммарную продольную проводимость последующих одной-двух колонн. В меньшей степени, чем проводимость, влияет на показания и эффективная магнитная проницаемость, умноженная на толщину трубы.

Если материал, из которого изготовлены трубы, не сильно различается от секции к секции, то показания, преимущественно, зависят от толщины стенки труб и их диаметров. Имеется возможность программным путем разделить эти два фактора либо сразу вводить известные значения диаметров, взятые из документации скважины. Если же задача количественной толщинометрии в каких-то ситуациях не очень важна, то для выявления дефекта дополнительная информация о колоннах не требуется.

Вопросы глубинной привязки результатов дефектоскопии могут решаться несколькими путями. Наиболее очевиден метод "двух хронометров" (А.А. Молчанов, Л.Г. Леготин, В.П. Чупров и др.), заключающийся в наземной регистрации зависимости глубины прибора от времени с параллельной регистрацией внутри скважинного прибора зависимостей изучаемых параметров от времени.

Реализация этого способа возможна при непрерывной автоматической регистрации глубины либо при записи глубины и времени особых точек. Во многих случаях достаточно регистрации параметров в зависимости от номера кадров с привязкой к конструкции скважины по муфтам. Документом для заказчика в этом случае является заключение об отсутствии дефектов или о наличии дефекта на конкретной глубине и в определенном положении относительно муфт с иллюстрацией в виде короткого фрагмента диаграммы.

Приведем информацию о некоторых фактических параметрах и результатах.

Стойкость к внешним условиям. Реальная баростойкость ограничивается типом металла и толщиной стенок корпуса. При внешнем диаметре 42 мм гарантируется 70 МПа, при диаметре 45 мм -100 МПа. Термостойкость ограничивается возможностями микросхем (около 125 °С) и источников питания (около 100 ºС, планируется установка источников на 140 °С). Стойкость к сероводороду достигнута выбором соответствующих металлов и резин для уплотнения. При двух испытаниях в скважине с содержанием сероводорода до 30% (суммарное нахождение в скважине около 8 часов) не выявлено опасных изменений металлов или уплотнительных колец.

Скважины, в которых испытывались приборы. Чувствительность к дефектам проверялась на одной из экспериментальных скважин ВНИИГИС. Эксплуатационные испытания проводились на двух скважинах ("А", "В") одного из подземных хранилищ газа и в двух скважинах ("С", "D") на крупнейшем газоконденсатном месторождении.

В скважинах "А" и "В" измерения проведены от устья до забоя, не менее 50% измерений проконтролированы кабельным магнито-импульсным дефектоскопом "МИД-ГАЗПРОМ", опытные образцы которого испытывались здесь же. Глубины скважин небольшие (забой около 800 м), содержание сероводорода незначительно. Измерения выполнены в НКТ 2,5 и 4 дюйма.

Скважина "С" - заглушенная, с раствором небольшой плотности. На глубине 2800 м температура - 100 ºС, давление - 30 МПа.

Скважина "D" - газовая, с давлением на устье около 34 МПа, на глубине 3000 м - 50 МПа, температура на глубине 3000 м - 90 °С. Измерения проводились в НКТ 3 и 4 дюйма.

На ПХГ и в скважине "С" для перемещения прибора использованы каротажные подъемники. Работа на скважине "D" проводилась на проволоке с подъемником зарубежного производства.

Соотношение "время - глубина" записывалось в журнал для характерных точек (переключение передач подъемника или другие изменения скорости и др.) либо в виде файла в компьютере станции (записи на Елшанском ПХГ, станция "КС-контроль").

Скорости перемещения прибора по скважине менялись для выделения большего времени на изучение интересующих интервалов. Для переходов между интервалами использовались скорости 3250-8400 м/час (а при подъеме выключенного прибора - и до 11 000 м/час). Полезная информация при этом сильно искажается шумами и помехами, такие участки можно считать транспортными.

При скоростях менее 2000 м/час помехи незначительны, и результаты пригодны для интерпретации. Наиболее важные участки для поиска локальных дефектов целесообразно изучать на пониженных скоростях, 500 м/час и менее.

Разработчиками выбраны следующие формы представления результатов.

Основная форма - компьютерные файлы с данными - это таблицы, содержащие порядковые номера кадров (интервалы между ними - от 128 до 400 мсек), два служебных параметра, один параметр, характеризующий температуру, и 8 дефектоскопических параметров.

Визуальное представление на экране компьютера диаграмм всех или части указанных параметров по интересующим интервалам скважины.

Распечатка интересующих диаграмм по тем интервалам скважины, где имеются какие-то особенности колонн, представляющие интерес при составлении заключения. Вероятно, такие диаграммы должны прилагаться к заключению с привязкой по глубине либо по муфтам.

Температура представляется в виде графиков для визуального просмотра и в виде таблиц, допускающих любые преобразования (вычисление аномальных температур, имитацию градиент-термометра и др.).

Скважина "А". Очень интенсивными изменениями сигнала отмечены две особенности: первая - изменение диаметра НКТ и вторая - интервалы щелевых фильтров эксплуатационной колонны вблизи забоя скважины.

Скважина "В". Наиболее яркий результат - проявление интервала перфорации ЭК в нижней части скважины, отмечающееся сквозь НКТ. Здесь очень четко фиксируется 5-метровый интервал перфорации и начало следующего, 10-метрового интервала. Его продолжение не фиксируется из-за непрохождения прибора через перо НКТ. Выделяются муфты ЭК и центраторы.

Скважина "С". Отмечается 8-миллиметровая труба перед устьем скважины, трубы толщиной около 20 мм в устьевом оборудовании, затем одна секция с толщиной 12 мм и идущая ниже колонна с толщиной стенки 9,5 мм.

Скважина "D". Отмечается большая толщина металла в устьевом оборудовании, вход в 4-дюймовую колонну с толщиной стенки труб 12 мм, посадочное место под клапан на глубине около 50 м, переход от 4-х к 3-дюймовой колонне с толщиной стенки 9,5 мм (на глубине 575 м) и переход к еще более тонким секциям НКТ на глубине 1785 м. Из особенностей следующих колонн этой скважины выделяется ряд муфт ЭК и проявляется изменение диаметра третьей, технической колонны на глубине 2085 м.

Указанные особенности соответствуют данным, приведенным в документации скважин. Толщины стенки первой колонны, определяемые программой, отличаются от фактических менее чем на 0,8 мм, что можно считать хорошим результатом для автономного прибора. Детальная интерпретация показывает и многие другие элементы конструкции, включая заколонную оснастку.

Говоря о размерах выделяемых дефектов, следует сказать о перфорационных отверстиях. Стреляющий перфоратор обычно изменяет структуру металла, создает микро- и макротрещины вокруг отверстий. Поэтому часто интервалы перфорации отмечаются четкими аномалиями ( рис .).

Одна из диаграмм отображает только НКТ, а две другие имеют высокую чувствительность и ко второй, эксплуатационной колонне. На них отражен широкой интенсивной аномалией интервал перфорации ЭК, а также, но слабее, муфты ЭК и два центратора.

Рисунок

Пример выделения интервала перфорации эксплуатационной колонны сквозь НКТ (1), муфт НКТ разными зондами (2), муфты ЭК (3) и центратора (4) большими зондами