Разработка и исследование технических средств диагностики электромагнитными методами дефектов и механических напряжений обсадных колонн тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.12, кандидат технических наук в форме науч. докл. Шлеин, Алексей Тимофеевич

• Шлеин, Алексей Тимофеевич
• кандидат технических наук в форме науч. докл.
• 2000

Оглавление диссертации кандидат технических наук в форме науч. докл. Шлеин, Алексей Тимофеевич

Актуальность темы. Эффективность работы нефтегазового комплекса зависит не только от темпов бурения, освоения и эксплуатации нефтегазовых скважин, но в немалой степени и от своевременного и надежного контроля технического состояния нефтепромысловых труб. Тяжелые условия работы бурильных и обсадных колонн практически неизбежно приводят к их повреждению как в процессе строительства, так и эксплуатации скважин, поэтому оперативный контроль эксплутационной прочности колонн способствует предотвращению аварийных ситуаций и снижению огромных непроизводительных затрат.

Применение традиционных методик диагностирования нарушений бурильных и обсадных колонн (Л.Б.Измайлов, Н.В.Кокорин, А.А.Мамедов, А.К.Самотой, Г.М.Саркисов и др.) не всегда позволяет выявлять интервалы колонн с механическими напряжениями, где происходят необратимые деформации труб. Еще сложнее прогнозировать остаточный ресурс эксплуатационной прочности нефтепромысловых труб. Поиск информативных методов прогнозирования напряженного состояния колонн в последние десятилетия интенсивно, осуществлялся учеными ВНИИБТ, ВНИИКР-нефть, ВНИИТнефть, ВНИИГИС, ВНИГИК, ВНИИнефтепромгеофизики и других научно-исследовательских организаций СНГ (Д.А. Бернштейн, Н.А.Григорян, В.В.Климов, И.К.Саркисов, Р.С.Челокьян и др.)

На Северном Кавказе по инициативе С.Г.Комарова этими исследованиями с 1965 г. стал заниматься Краснодарский филиал ВНИИГеофизики (впоследствии КФ НИИМоргеофизики). Учеными этой организации (Ю.Д.Емельянов, Л.П.Попов, Ю.П.Терещенко, А.Т.Шлеин, В.М.Возми-тель) на основе анализа неразрушающих методов контроля ферромагнитных материалов было установлено, что для диагностики напряженного состояния обсадных колонн наиболее приемлемым является электромагнитный метод, а использование информации о структурно-реологических параметрах сталей бурильных и обсадных труб позволяет наиболее достоверно контролировать их остаточную прочность и эксплуатационный ресурс. В результате были разработаны и внедрены в производство первые отечественные образцы электромагнитной дефектоскопической скважин-ной аппаратуры, значительно расширившие информационные возможности этого вида геофизических исследований скважин.

Реферируемая работа отражает результаты исследований автора в указанной области за период с 1965 по 1997 годы, когда он являлся руководителем или ответственным исполнителем ряда отраслевых программ по созданию технических средств диагностики дефектов и повышенных механических напряжений в колоннах (темы №№37/73-75, 24-76, 31/76-77, 65-78, 17/77-79, 98-80, 51-83 и др.). Направление диссертационной работы соответствует целевой программе научно-технических работ Мингазпрома (шифр комплексной темы 2.9, приказ Мингазпрома №1053 от 6.6.1983 г.)

Целью работы являлось обоснование и разработка новых информативных способов и технико-методических средств электромагнитного контроля дефектов и повышенных механических напряжений обсадных колонн промыслово-геофизическими методами.

Основные задачи исследования.

1. Анализ причин и характера образования дефектов и повышенных механических напряжений, приводящих к различным нарушениям бурильных и обсадных колонн нефтегазовых скважин.

2. Исследование информативности геофизических методов контроля дефектов и механических напряжений обсадных колонн, и выбор на этой основе наиболее эффективных способов решения проблемы.

3. Технико-методическое обоснование и разработка электромагнитных датчиков и скважинной аппаратуры контроля дефектов и механических напряжений в колоннах труб, позволяющих повысить точность диагностирования их технического состояния.

4. Промысловые испытания предложенной методики и аппаратуры контроля технического состояния буровых колонн.

Научная новизна выполненной работы заключается в следующем:

1. Предложен и разработан комплекс первичных электромагнитных измерительных преобразователей, чувствительных к дефектам и напряженному состоянию колонн обсадных труб.

2. Разработаны первые образцы отечественной промыслово-геофи-зической дефектоскопической аппаратуры электромагнитного зондирования, обеспечивающие повышение точности и достоверности обнаружения дефектов обсадных колонн различной формы и ориентации, а также деформации внутреннего диаметра колонны.

3. Предложена и разработана методика безэталонной отстройки электромагнитной дефектоскопической аппаратуры от влияния мешающих факторов в скважинных условиях.

4. Установлена и исследована взаимосвязь сигнала вихретокового первичного измерительного преобразователя (ПИП) с механическими напряжениями колонны труб в области слабых и сильных магнитных полей.

5. Предложены новые технико-методические средства обнаружения электромагнитными методами интервалов бурильных и обсадных колонн с повышенными механическими напряжениями.

Методы и объекты исследования. При выполнении исследования применялись экспериментально-теоретический и расчетно-конструктив-ный методы, а также промысловые испытания разработанных технических средств в нефтегазовых скважинах. Объектами исследования являлись бурильные и обсадные трубы различных прочностных групп (Д, К, Е, JI, М, Р) и диаметрами от 114 до 508 мм. Промысловые испытания аппаратуры проводились в нефтегазовых скважинах Краснодарского и Ставропольского краев, Башкирии, Тюменской области, Украины, Белоруссии, Узбекистана и других районов СНГ.

Фактической основой работы явились результаты НИОКР и промысловых испытаний, полученные автором за период с 1965 г. по 1990 г. в КФ ВНИИгеофизики, преобразованного впоследствии в КФ НИИМоргеофизики НПО "Южморгео", НПО "Союзморгео", НПО "Нефте-геофизприбор", а с 1991 г. - в научно-технической фирме "Диагностика". При выполнении работы автором учитывались результаты НИОКР ВНИИБТ, ВНИИКРнефть, ВНИИТнефть, ОКБ ГП Мингео УССР, ВНИИГИС, НИИИН и других научно-исследовательских организаций по проблеме, а также Отечественные и зарубежные публикации за последние десятилетия.

Основные защищаемые положения.

1. Комплекс первичных измерительных преобразователей дефектоскопических датчиков электромагнитного зондирования обсадных и бурильных колонн, защищенный 5 авторскими свидетельствами.

2. Способы и устройства ДСИ-2, ИМНТ электромагнитного контроля дефектов и повышенных механических напряжений в колоннах труб, защищенные 4 авторскими свидетельствами.

3. Способ и устройство ПКНЭ-1 определения марки стали бурильных и обсадных труб.

4. Методика безэталонной отстройки электромагнитных дефектоскопов от влияния мешающих факторов в скважинных условиях.

5. Методика обучающей выборки при настройке электромагнитной дефектоскопической аппаратуры на эталонных образцах труб - имитаторах дефектов и механических напряжений.

Практическая значимость и реализация результатов.

Практическое значение работы заключается в том, что выполненные исследования позволили разработать несколько типов новой, более информативной электромагнитной дефектоскопической аппаратуры, поставленной на серийное производство и нашедшей применение во всех нефтегазодобывающих регионах СНГ. Разработки автора реализованы в дефектомерах индукционных ДИ-1, ДИ-2; дефектомере индукционном-трубном профилемере ДИ-ТП; дефектомерах скважинных индукционных ДСИ, ДСИ-2; приборе контроля электромагнитных неоднородностей ПКНЭ-1 и информационно-измерительной системе индикатора механических напряжений труб ИИС ИМНТ.

В течение 1973-1983 гг. скважинный индукционный дефектомер ДСИ изготавливался заводом "Геофизприбор", г.Уфа малой серией по 2030 комплектов в год и рассылался во все геофизические организации СНГ. С 1983 г. завод начал выпуск модернизированного дефектомера ДСИ-М, в котором автором были проведены схемные и конструктивные изменения, позволившие осуществлять запись 4 кривых индукционного зонда за один спуско-подъем, при этом экономическая эффективность повысилась в 1,52 раза. Всего за период с 1973 г. по 1995 г. в различных регионах страны этой аппаратурой исследованы около ста тысяч скважин.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на VIII Всесоюзной научно-технической конференции по неразрушающим физическим методам и средствам контроля, Кишинев, 1977; III Всесоюзной межвузовской конференции по электромагнитным методам контроля качества изделий, Куйбышев, 1978; IX Всесоюзной научно-технической конференции по неразрушающим физическим методам и средствам контроля, Минск, 1981; IV Всесоюзной межвузовской конференции по электромагнитным методам контроля качества материалов изделий, Омск, 1983; III Всесоюзном совещании КУФ-85, Барнаул, 1985; секции ученого совета отдела ГИС ВНИИгеофизики, Москва, 1985, 1987; секции ученого совета отдела ГИС НИИморгеофизика и НПО "Союзморгео", Краснодар, 1986, 1989, 1995; заседаниях научно-технических советов НПО "Нефтегеофизприбор" и ОАО "Краснодарнефте-газ"; кафедре геофизики КубГУ (1997,1999).

Дефектомер ДСИ, завершенный ОКР в ОКБ ГП Мингео УССР, экспонировался на ВДНХ СССР и удостоился серебряной медали.

Публикации. Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы опубликованы в 38 печатных работах, в том числе в 9 авторских свидетельствах на изобретения и 2 научно-аналитических обзорах. Результаты работ по теме исследований изложены также в 9 отчетах о НИОКР (в фондах ВГФ, НПО Союзморгео и Южмор-гео), выполненных под руководством или при участии соискателя.

Автор считает своим долгом выразить искреннюю признательность первому научному руководителю д.т.н. Саркисову И.К. за общую постановку и помощь в решении отдельных задач работы; д.т.н., профессору Дембицкому С.И. за научное руководство работой на её завершающем этапе. Научно-технический уровень разработок в значительной мере предопределен творческими контактами автора с докторами наук, профессорами Герасимовым В.Г., Гораздовским Т.Я., Дорофеевым A.JL, Клюевым В.В., Плахотнюком А.Н., которым автор глубоко благодарен. Выражает благодарность коллегам по работе к.т.н. Возмителю В.М., к.т.н. Попову Л.П., к.т.н. Терещенко Ю.П., Лисицкому В.Н., Тагаеву П.П. и Федюнину Ю.В., совместно с которыми автор в течение нескольких десятилетий осуществлял разработку и промышленное внедрение дефектоскопической аппаратуры. Автор выражает благодарность д.т.н. Ю.В.Коноплеву и к.т.н. В.П.Журавлеву за содействие в постановке и организации работ по теме диссертации.

II. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ, ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ, КОТОРЫЕ ВЫНОСЯТСЯ НА ЗАЩИТУ

1. Анализ влияния геолого-технологических факторов на формирование напряженного состояния и образование дефектов в колоннах

Исследованием этой проблемы в различное время занимались А.Г.Аветисов, А.И.Булатов, Л.Б.Измайлов, М.Л.Кисельман, А.В.Коломоец, И.П.Пустовойтенко, Г.М.Саркисов и многие другие. Для целей нашей работы определяющее значение имеют следующие аспекты [2, 3, 28, 29, 32].

При проводке, обсадке и освоении нефтегазовых скважин бурильные и обсадные трубы подвергаются воздействию повышенных механических напряжений в результате спуско-подъемных операций (СПО), изменения режимов бурения, отклонения траектории ствола от вертикали, гидродинамических ударов промывочной жидкости (ПЖ), цементирования и перфорации, вторичных воздействий на пласт и т.п. На колонны действуют сжимающие и растягивающие силы в осевом и радиальном направлениях, а также радиальные изгибающие и тангенциальные крутящие моменты.

Установлено, что основной причиной большого числа аварий с бурильными трубами является усталостное разрушение металла, возникающее в результате действия знакопеременного изгиба, крутильных ударов, колебаний, растяжений, сжатий и т.п. Знакопеременный изгиб приводит к образованию остаточных механических напряжений и появлению в трубах трещин ультрамикроскопических размеров. Такие трещины, становясь очагами концентрации напряжений, распространяются дальше, пока не наступит разрушение металла.

При бурении в твердых породах на больших глубинах значительно увеличивается вибрация колонны, особенно при неравномерной подаче промывочной жидкости. В результате бурильная колонна получает дополнительные продольные колебания, которые при совпадении частоты пульсации давления буровых насосов с частотой собственных колебаний колонны могут вызвать явление резонанса, опасное для прочности труб. В бурильных трубах и соединениях возникают переменные напряжения, усиливается усталостный износ; при соударениях со стенками скважины повышается абразивный износ инструмента и труб, в связи с чем увеличивается число аварий из-за обрыва снаряда и его прихватов.

Усталостные разрушения металла появляются скрытно, без видимого изменения размеров и форм в наиболее напряженных участках как по телу трубы, так и в утолщенном конусе, наиболее жестком элементе колонны . При превышении предела прочности металла происходит растрескивание, раздутие, истирание труб и поломка замковых соединений и муфт, обрывы бурильных, колонковых и обсадных труб, обрывы и прихваты породораз-рушающего инструмента. Форма и размеры повреждений при этом могут быть самыми разнообразными: продольные и поперечные трещины различной ориентации и раскрытостью от долей до нескольких мм и даже см; сквозные повреждения типа порывов и протертых участков; желобной износ протяженностью десятки и сотни см; вздутия и вмятины труб в радиальном направлении в единицы и десятки мм и протяженностью в осевом направлении в десятки см. Разнообразны формы и раскрытость обрывов труб - от нескольких мм до нескольких см и выше; оборванный конец колонны бурильных труб может располагаться в скважине параллельно ее оси или отклоняться от нее в каверны, желоба или пустоты.

Разнообразны и геолого-технологические факторы формирования напряженного состояния обсадных колонн. Нагрузки, действующие на обсадную колонну при ее спуске в скважину, определяются собственным весом колонны и инерционными силами, возникающими в результате изменения скорости ее спуска, гидродинамических ударов ПЖ, искривления ствола скважины, кавернозностью разреза и т.п. Под влиянием внутреннего давления, действующего радиально, обсадная колонна стремится укоротиться в осевом направлении, а под влиянием внутреннего давления, действующего вдоль оси колонны - удлиниться в том же направлении. При этом, если колонна на устье имеет жесткое крепление, то она воспринимает только внутреннее давление, действующее радиально.

По характеру механических напряжений в теле обсадных колонн они в большинстве своем относятся к классу медленно изменяющихся во времени, так как обусловлены в основном действием статических нагрузок. Однако в регионах с повышенной тектонической или сейсмической активностью на колонны воздействуют дополнительные ударные нагрузки, которые также наблюдаются в зонах проведения перфорационных работ и при других видах механических воздействий на колонну.

Наиболее опасным нарушением является смятие обсадных колонн. Оно происходит тогда, когда избыточное наружное давление, в результате снижения уровня промывочных и тампонажных растворов, плохой работы обратного клапана, несвоевременного долива жидкости в скважину и т.п., достигает критической величины, под действием которой трубы теряют устойчивость формы. Смятие обычно происходит в интервалах от десятков сантиметров до десятков метров, при этом сужение внутреннего диаметра колонны может достигать 0,8 его номинальной величины (единицы и десятки мм). Основной причиной смятия колонн является нарастание остаточных реологических напряжений в трубах, ухудшение прочностных и пластичных характеристик сталей со временем. Такие нарушения наблюдаются практически во всех нефтегазодобывающих регионах СНГ - в Ура-ло-Поволжье, на Кавказе, в Средней Азии, Украине, Белоруссии. Наибольшим механическим нагрузкам подвержены обсадные колонны в интервалах пластичных или сыпучих пород (глин, песка, солей), а также в условиях АВПД. В этих же интервалах при спусках бурильных и обсадных колонн происходят частые прихваты. В ряде эксплуатационных скважин Западной Сибири причиной нарушения целостности обсадных колонн явилось образование при гидроразрывах трещин горизонтальной ориентации (А.Т.Кошелев). Процессы накопления остаточных напряжений в колоннах также существенно зависят от интенсивности коррозионных процессов, которые не только ускоряют процессы накопления остаточных напряжений в трубах, но и существенно перераспределяют их величины.

Характер распределения реологических полей, обусловленных внешними воздействиями на обсадную колонну, существенно зависит от качества цементирования колонн. В процессе ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) давления в колоннах повышаются в результате экзотермической реакции тампонажного.материала, а также за счет несвоевременного понижения давления на цементировочной головке. К этому же приводит и засорение обратного клапана при преждевременном загустевании и схватывании цементного раствора. За счет этих нарушений технологии ОЗЦ на колонну действует избыточное внутреннее давление.

В пластах с высокими забойными температурами также возникают повышенные напряжения. В зависимости от того нагревается или охлаждается обсадная колонна, появляются, соответственно, сжимающие или растягивающие напряжения. Температурное влияние сказывается и при некачественном цементировании колонн: при охлаждении незацементиро-ванного участка обсадной колонны и ее жестком закреплении в кондукторе, в ней возникают растягивающие напряжения, которые суммируясь с напряжениями от собственного веса, значительно снижают прочность и нередко приводят к нарушению целостности колонны.

В период эксплуатации нефтяных скважин меняется характер динамических нагрузок, действующих на фильтровую часть колонны. За счет выноса больших объемов породы из призабойной зоны происходит образование каверн и полостей вокруг колонны и возникновение сильных сжимающих напряжений. При этом пласты свода перемещаются вниз, а пласты подстилающей толщи - вверх с силой, достаточной для смятия трубы.

При перфорации колонн получают неравномерную радиальную деформацию и большие механические напряжения, которые приводят к нарушению целостности труб при напряжениях, значительно меньших предела прочности металла. Плотность перфорации, в зависимости от типа применяемых стреляющих или коммулятивных перфораторов, может составлять от 2-3 до 30-50 отверстий на метр, диаметр пробитого канала изменяться от 5-8 до 20-25 мм, а его длина от 30-50 до 250-350 мм. Кроме деформации обсадных колонн и цементного камня, перфорация приводит к возникновению в них трещин различной ориентации.

При термообработке пласта (температура до 350°С) перегретым паром, разогретыми нефтепродуктами, электропрогревом, газовой горелкой или пороховым генератором давлений, колонны испытывают дополнительные механические напряжения различного характера. При производстве гидроразрывов, изоляционных и других работ, связанных с созданием больших давлений в эксплуатационных колонах, в них возникают дополнительные растягивающие усилия и тангенциальные напряжения, превышающие предел текучести сталей, в результате чего также происходят деформации и нарушения целостности колонн. В процессе очистки фильтра по методу вакуум-баллона обсадные колонны испытывают импульсные напряжения, складывающиеся из давлений развиваемого агрегатом для срабатывания вакуум-баллона, гидростатического удара столба ПЖ и рывка жидкости из пласта в вакуум после раздавливания вакуум-баллона, при этом давление репрессии может достигать 60-80 МПа.

Таким образом, основными геологическими факторами, определяющими напряженное состояние колонн нефтегазовых скважин, являются горное давление, давление пластичных и набухающих пород, каверноз-ность, оползни и осЫпи пород, вынос породы из прискважинной части продуктивного пласта, тектонические смещения пластов и землетрясения, замерзание воды и ПЖ, пластовое давление в зоне фильтра и перфорации. Технологическими факторами возникновения напряженного состояния и дефектов колонн являются знакопеременные нагрузки при СПО, ударе инструмента об элеватор, нагрузки при искривлении ствола скважины и зависании колонн в кавернозных интервалах разреза, гидравлический удар при цементировании колонны, нагрузки при опрессовке и перфорации колонн и гидроразрыве пласта, очистке фильтров. Основными видами механических напряжений в колоннах являются осевое и радиальное сжатие и растяжение, изгиб и кручение, а также произвольное сочетание этих видов напряжений, а основными нарушениями - смятие, вздутие, порыв, промыв, продольные и поперечные трещины, разрыв со смещением колонны или без такового, истирание стенок труб, коррозия, срыв в резьбовом соединении, слом в зоне фильтра и перфорации. Форма и ориентация нарушений труб могут быть самыми разнообразными, размеры - от долей и единиц до десятков мм или см; при перфорации колонн сквозные отверстия имеют упорядоченную геометрию и примерно одинаковые размеры.

2. Оценка эффективности традиционных методов дефектоскопии бурильных и обсадных колонн [28, 32].

Дефектоскопический контроль технического состояния нефтепромысловых труб обычно осуществляется на заводе-изготовителе, на трубной базе и в скважине. Контроль качества труб в наземных условиях особых сложностей не вызывает и осуществляется инженерными расчетами и методами разрушающего и неразрушающего контроля. Инженерно-расчетные методы ориентированы, в основном, на оценку ресурсов эксплуатационной прочности изделий на этапе их проектирования и изготовления. Выбор оптимальных конструктивных решений, материалов и процессов изготовления позволяет с высокой точностью прогнозировать прочностные характеристики будущих изделий (И.А.Баргер, А.И.Булатов, С.К.Дьяченко, Л.Б.Измайлов, Г.М.Саркисов, В.Н.Ткачев и др.).

Разрушающие методы контроля прочностных характеристик основаны на регистрации процессов полного или частичного разрушения изделий и механизмов при воздействии на них физических нагрузок различной ориентации, интенсивности, времени действия и т.п. (Л.А.Гликман, Н.Н.Давиденко и др.). Очевидно, что расчетные методы и методы разрушающего контроля не могут использоваться для оперативного, в масштабе реального времени, контроля технического состояния колонн при проводке, креплении и эксплуатации нефтегазовых скважин.

В последние десятилетия особенно интенсивно развивались методы неразрушающего контроля материалов: ультразвуковой, акустический, электромагнитный, магнитный, радиационный, оптический и др. В основу этих методов положены физические и физико-химические явления, происходящие в твердых телах при воздействии на них механических нагрузок: изменение скорости распространения ультразвуковых колебаний или способности их отражаться от границ раздела сред с различными акустическими сопротивлениями; изменение электромагнитных характеристик в участках неоднородностей контролируемого объекта в результате магни-тоупругого эффекта, рассеяния магнитного потока, проявления магнитной анизотропии, изменения величины магнитного поля или потерь вихревых токов; рассеяния и поглощения рентгеновских и гамма-лучей в средах с различной плотностью и т.п. (Н.С.Акулов, В.Г. Герасимов, М.Н.Гуманюк, ТЛ.Гораздовский, С.С.Горелик, В.В. Клюев и др.). Патентные исследования автора за период с 1963 г. по 1985 г. показали, что преимущественное развитие в этот период получили магнитные и электромагнитные методы дефектоскопии (рост авторских свидетельств с 8-9 в 1963 г. до 19-20 в 1985 г.), менее интенсивно развивались акустические, ультразвуковые и другие методы дефектоскопии. Укажем в этой связи на технические решения, получившие повсеместное распространение.

Общеотраслевое применение получили токовихревые и электроиндуктивные дефектоскопы типа ЭМИД-1 (2,3,4,6,8), с помощью которых в цеховых условиях контролируют качество труб, штанг, деталей различных форм и сечений. Дефектоскопы ЭМИД применяют для оценки качества термической обработки, сортировки по маркам сталей, выявления поверхностных дефектов, определения напряжений и т.п. (А.Л.Дорофеев, Т.Я.Гораздовский). Глубина выявления дефектов при этом может достигать нескольких мм. Примерно теми же возможностями обладает электромагнитная дефектоскопическая установка ИПН (В.В.Клюев).

Неразрушающие методы наземного контроля обладают очень высокой чувствительностью к технологическим дефектам оборудования. Например, серийные ультразвуковые дефектоскопы типа УДМ, ДУК и резонансные толщиномеры позволяют контролировать коррозионные поражения, расслоение и толщину стальных листов и стенок труб от 0,3 до 50 мм с погрешностью 2 %; магнитный феррозондовый метод, реализованный в аппаратуре ПИП или ДИП, позволяет обнаруживать трещины сечением

0,01 х 0,1 мм на поверхности трубы и на глубине до 30 мм; метод вихревых токов позволяет обнаруживать в трубах поверхностные дефекты длиной 0,8 - 1 мм на глубине 0,1 мм, а подповерхностные дефекты на глубине до 1 мм; капиллярные методы позволяют обнаруживать поверхностные трещины с раскрытием 0,01 мм (Е.А.Козловский).

Для наших исследований особый интерес представляют те методы неразрушающего контроля, которые можно использовать как в наземных, так и скважинных условиях. Целый комплекс таких приборов разработан ВПО "Союзгеотехника". Например, токовихревой индикатор износа бурильных труб ДИТ позволяет обнаруживать в наземных условиях или при спуско-подъемных операциях уменьшение наружного диаметра бурильных труб на величину, превышающую 3 % от ее номинального диаметра. Толщиномер Т-1, основанный на измерении электрического сопротивления бурильных труб, позволяет определять толщину стенок труб в диапазоне 0,1-6 мм с погрешностью ¿0,3 мм. Ультразвуковой дефектоскоп бурильных труб ДБТ позволяет обнаруживать на высаженных концах бурильных труб, в наземных условиях или при СПО, трещины глубиной до 0,7 мм, а ультразвуковой толщиномер Кварц-6 позволяет измерять толщину стенки трубы (при одностороннем доступе к контролируемой поверхности). Приборами ДИТ, ДБТ, Кварц-6, Т-1 комплектуется передвижная дефектоскопическая станция ПДС, позволяющая в полевых условиях осуществлять выбраковку изношенных труб методами комплексного неразрушающего контроля.

В восьмидесятых годах Е.И.Окрушевым и М.А.Ураксеевым (Баш-НИГШнефть) были разработаны индукционные штанговые дефектоскопы ИШД и ИШДУ, позволяющие на базах НГДУ, ПТО или на устье нефтяной скважины обнаруживать в насосно-компрессорных или обсадных трубах дефекты (круговые и поперечные трещины, растрескивание и отслаивание металла, волосовины, заштампованную окалину), размеры (глубина) которых превышали 2 мм. Из других устройств аналогичного назначения отметим вихретоковый модуляционный дефектоскоп ДТ-4 для наземного контроля труб нефтяного сортамента (И.А.Рейтбурт и др.). Дефектоскоп ДТ позволяет выявлять в обсадных трубах трещины глубиной 0,8 мм, длиной 30 мм и раскрытостью от 0,1 мм.

Напряженное состояние труб при бурении нефтегазовых скважин обычно контролируется комплексом контрольно-измерительных приборов (КИП), монтируемых на технологическом оборудовании буровой. В состав такого комплекса обычно входят индикаторы веса колонны, моменто-меры, манометры, динамометры, тахометры, измерители механической скорости проходки и механических напряжений и другие устройства (В.И.Демихов, А.И.Леонов). Контрольно-измерительные приборы по своему назначению подразделяются на средства наземного контроля режимных параметров бурения скважин, контроля забойных параметров и параметров бурового и тампонажного растворов. В качестве измерительных преобразователей в этих устройствах используются электромагнитные, магнитоупругие, тензометрические, индукционные, индуктивные и прочие датчики. Набор таких индикаторов и устройств составляет комплекс приборов контроля и регистрации основных технологических параметров бурения типа ПКБ, Б-7 (Б-11) или СКУБ (СКУБ-М1).

Важным элементом контроля оптимального режима проводки скважины и предупреждения аварийного состояния бурового инструмента являются геолого-технологические исследования (ГТИ) в процессе бурения, которые осуществляются геологическими кабинами или станциями типа Геотест, СГТ, АСПБ, Разрез, ИИС ГТИ и др. (Э.Е.Лукьянов). Такие станции оснащаются комплексом средств наземного контроля и управления процессом бурения скважин типа Б-7 или СКУБ. Следует однако отметить, что несмотря на полноту и высокую информативность входящих в комплекс КИП и ГТИ датчиков, такая аппаратура ориентирована, прежде всего, на контроль и предотвращение отклонений технологических режимов бурения от их предельных значений, например, превышения скорости спуска или подъема бурильного инструмента, превышения веса на крюке, превышения нагрузки на долото и т.п. Для диагностики нарушений и напряженного состояния колонн такая информация явно недостаточна.

Значительно большими информационными возможностями для диагностики технического состояния колонн в скважинных условиях обладают геофизические методы исследования скважин (ГИС). Методы ГИС позволяют фиксировать изменения параметров естественных или искусственных полей, возникающих в нефтепромысловых трубах при изменении их технического состояния. В настоящее время для такого контроля применяется трубная и электромагнитная профилеметрия, индукционная дефектоскопия, измерения локаторами муфт и прихватоопределителями, скважинное акустическое телевидение, радиометрическое измерение толщины стенок труб.

Трубные профилемеры и каверномеры всех типов (КСУ, СПР, СКП, ПТС, ТП и др.) содержат систему мерных рычагов (щупов), величина угла раскрытия которых отражает (с помощью резистивных датчиков) круговое сечение скважины или колонны. Профилемеры трубные скважинные ПТС-1(2-4) позволяют измерять шесть и более профилей внутреннего диаметра колонны с точностью ±1,5 мм. В семидесятых годах в СевКавНИПИнефти (М.Б.Шоц и др.) был разработан электромагнитный профилограф ЭПОК-1. Принцип его действия основан на регистрации сигналов трансформаторного датчика при изменении расстояния от датчика до поверхности обсадной колонны. Датчик вращается синхронно с диаграммой регистратора, на которой в полярных координатах вычерчивается поперечный профиль колонны. Погрешность определения сечения колонны ±0,5 мм.

В семидесятых годах коллективом сотрудников НИИМоргеофизики были разработаны первые отечественные образцы индукционных дефек-томеров ДИ-1(2). При конструировании этих устройств Л.П.Поповым и соискателем была обоснована возможность определения внутреннего диаметра труб (с погрешностью ± 1 мм) и выявления в них различных дефектов (трещин раскрытостью от 1 мм и длиной от 40-50 мм, отверстий и щелей от 8-10 мм и т.п.). В последующем, на базе дефектомеров ДИ была разработана более совершенная аппаратура электромагнитной дефектоскопии - дефектомеры индукционные скважинные ДСИ и ДСИ-2, позволившие регистрировать в обсадных колоннах диаметрами от 4" до 11" две кривые, характеризующие наличие трещин, разрывов, отверстий (канал "трещины") и изменение внутреннего диаметра, в результате вздутий, смятий, протертости труб (канал "диаметр"). Вклад соискателя в разработку этих и других устройств и составляет предмет настоящей работы.

Идея электромагнитной дефектоскопии нефтепромысловых труб оказалась весьма плодотворной: на рубеже 80-90 годов в различных организациях СНГ были предложены новые модификации дефектоскопической аппаратуры. Так, в НЛП "Геофизик" был разработан (В.А.Рубин, А.Л.Дорофеев) комплексный прибор КСТП с вращающимися электромагнитными датчиками для определения внутреннего диаметра, порывов, износа и участков внутренней коррозии труб. Коллективом сотрудников ВНИИКРнефть и НТЦ "Кубаньгазпром" (А.Я.Петерсон, В.В.Климов) был разработан комплекс средств контроля технического состояния крепи скважин, в состав которого включен индукционный дефектомер колонны ИДК-107(127). В дефектомере ИДК использован токовихревой ПИП и дифференциально-трансформаторная схема измерений. Промысловые испытания дефектомера ИДК показали, что он позволяет выделять трещины произвольной ориентации при протяженности более 50-80 мм, а аппаратура механо-акустического каротажа СМАШ - определять диаметр обсадных труб и НКТ с погрешностью ±1 мм.

В этот же период во ВНИИГИС под руководством В.А.Сидорова было разработано несколько модификаций малогабаритных дефектоскопов-толщиномеров ЭМДС, работающих на принципе регистрации переходных процессов импульсного электромагнитного зондирования. Дефектоскопы ЭМДС ориентированы на определение толщин и дефектов труб (порывы, трещины) преимущественно, вертикальной ориентации. Предпринята попытка определения толщин труб и дефектов многоколонных (2-3) конструкций. Чувствительность последней модификации аппаратуры ЭМДС-ТМ к разрывам труб определена в 150-400 мм, к продольным трещинам в одиночных колоннах - в 70-90 мм, в 2-3 колонных конструкциях - в 250-500 мм. Погрешность определения толщины труб в одиночных колоннах определена в ±0,5 мм, в 2-3 колонных конструкциях - ±(1,2-2) мм. В настоящее время разработчиками предпринимается попытка перехода от качественной интерпретации, материалов к количественной, снижения влияния на показания аппаратуры магнитной неоднородности и намагниченности труб, эксцентриситета колонн и ряда других технологических факторов.

Однако при разработке аппаратуры электромагнитной дефектоскопии колонн исследователи столкнулись с влиянием большого числа неконтролируемых и неуправляемых факторов, основными из которых явилось существенное влияние на показания ПИП структурной неоднородности и намагниченности труб, непостоянства зазоров между полюсами электромагнитных датчиков и контролируемой поверхностью, влияния шероховатости и износа труб, эксцентриситета прибора в колонне, вариаций температуры и т.п. В силу этих причин интерпретация материалов большинства электромагнитных дефектомеров до сих пор носит качественный или полуколичественный характер. В разработанной нами дефектоскопической аппаратуре ДСИ-2, ПКНЭ, ИМНТ влияние этих факторов устранено или существенно снижено использованием оригинальных ПИП и способов обработки информации, выполненных на уровне изобретений.

Соискателем рассмотрены принципы конструирования и эффективность работы отечественной и зарубежной скважинной аппаратуры, работающей на тех же или иных физических принципах. В числе первой следует отметить локаторы перфорационных отверстий ЛПО-105Н, ЛПО-ГК (Л.П.Попов), локатор потери металла J111M и дифференциальный магнитный локатор ДЛМ (В.В.Климов), скважинный акустический телевизор САТ-1 (А.А.Красильников, А.У.Ишмухаметов), скважинный гамма-дефектомер-толщиномер СГДТ (Д.А.Бернштейн). Из зарубежной отметим аппаратуру фирм Schlumberger, Dresser Atlas, Dialogue, Western Atlas и др., акустические дефектомеры CBL, CBL-VDL, SAT, CET, BHTV; индукционные дефектомеры ETT, Vertilog, WRT, DVRT, Magnelog MAG, DMAG, микрокаверномер-профилемер MFC.

Таким образом, оценка информативности традиционных методов дефектоскопии колонн позволяет сделать следующие выводы [28, 32].

1. Наземная дефектоскопия нефтепромысловых труб осуществляется широким комплексом высокоинформативных методов неразрушающего контроля, перенос которых в скважинные условия невозможен из-за специфических условий работы бурового оборудования и инструментов.

2. В скважинных условиях широкое распространение получили дистанционные геофизические методы контроля технического состояния колонн - профилеметрия, контроль качества перфорации, определение мест прихвата колонн и т.п. Геофизические методы обнаружения дефектов и реологических напряжений в колоннах труб к моменту постановки настоящих исследований практически отсутствовали.

3. Анализ инструментальных методов определения дефектов и напряжений в ферромагнитных изделиях, патентные исследования автора и его опыт разработки первых отечественных образцов дефектоскопической аппаратуры ДИ и ДСИ показали, что наиболее перспективным методом выявления дефектов и реологических напряжений в колоннах является индукционный электромагнитный метод ввиду его универсальности много-параметрового контроля технического состояния колонн.

3. Разработка и промышленное внедрение индукционных дефектомеров ДСИ и ДСИ

Личное участие соискателя в разработке данной тематики заключалась в экспериментальном обосновании токовихревых методов дефектоскопии обсадных колонн, разработке и исследовании информационных характеристик первичных измерительных преобразователей, разработке отдельных блоков и узлов скважинной и наземной аппаратуры, обосновании и реализации методики безэталонной настройки дефектомеров в скважин-ных условиях, проведении промысловых испытаний аппаратуры в различных нефтегазоносных районах страны.

3.1. Физические основы метода [13, 14]

Индукционный метод, положенный в овуважинных дефектомеров ДСИ и ДСИ-2, ован на реграции изменения поля вихревых токов, возбуждаемых в электропроводнойеде переменным магнитным полем. и помить цилиндричую катушкупеременным током так, чтобы еевпадалаю контролируемой трубы, то в педней возникают вихревые токи. Линии вихревых токов преавляютбой концентричие окружни. В металле наводи вторичное электромагнитное поле, направленное противоположно овному. Результирующее поле нт вбе информацию о магнитной проницаеми ¡л, электропроводни, внутреннем диаметре ё трубы. Метод вма чувителен к вертикальным разрывам, трещинам и прочим нарушениям евие разрыва токовых линий вдоль внутреннейенки трубы. Под влиянием изменения параметров трубы //, а, и наличия в них механичих нарушений изменяю амплитуда и фаза э.д Е в измерительной цепи, которая являе комплеым чом, имеющим активную Vа и реактивную С/у составляющие. Если измерять эти составляющие напряжения на входе фа-зочувствительного детектора ФД при вариации различных факторов, то можно избирательно выделить или подавить любой из них.

В результате решения задачи об электромагнитном поле на тоенной металличой трубы Л.П. Поповым и А.Т. Шлейным показано [3, 4, 12], что э.д Е в измерительной катушке двухкатушечного индукционного зонда являеожной функцией параметров электромагнитного поля (круговой чоты 60, напряженни Н и индукции В) и параметров трубы , ¡л и ¿/).Закономерни изменения амплитуды и фазы измерительной катушки при изменении параметров трубы отображаю векторной диаграммойставляющих Vа игнала индукционного датчикаедующим образом (р1). Напряжениеотвевует напряжению на входе фазочувительного детектора, когда прибор находи в трубе диаметром ¿^, а напряжение ~ положению прибора в трубе диаметром той же марки стали. Напряжение С/3 возникает на измерительной катушке при переходе зонда в трубу другой марки с первоначальным диаметром Напряжения ¿У^^З в общем случае отличаются от СУ} приращениями А А^ и АIIа, А(р^, которые и определяют направления перемещения векторов V^ (направление диаметра й ) и Vа (направление проводимости сг). Аналогично можно установить направление вектора О^ при изменении магнитной проницаемости трубы (направление проницаемости //) и вектора при наличии в трубе механических повреждений (направление трещины Тр). Регулировкой фазы (р опорные напряжения и

1^2 можно установить ортогоиапраЗжиае . направление ^проводимости т диаметра нально сигналам А А?У(

А^/^ и таким образом подавить нежелательный параметр. Эффективность разделения сигналов индукционного датчика на составляющие указанным способом зависит от величины угла (р' между годографами приращений напряжений от выделяемого и подавляемого фактора. Экспериментальными исследованиями установлено, что для 146 мм обсадных труб угол между направлениями "с/" и "Тр" равен 42°, для труб диаметрами 219 мм - 24° и 245 мм -20° [3, 7].

3.2. Функциональная схема индукционных дефектомеров [1, 2, 7, 16].

Двухканальный дефектомер ДСИ состоит из скважинного прибора, блока управления и измерительной панели частотной модуляции ИПЧМ (рис.2). В обсадной колонне скважины катушкой возбуждения Г индукционного зонда создается поле вихревых токов, а измерительными катушками и И2 измеряются комплексные составляющие IIа, I]^ . Генераторная катушка Г питается стабилизированным переменным током частотой 300 Гц от унифицированного генератора УГ-1 (8) через блок управления 7 и разделительный фильтр 5 скважинного прибора. Измерительные катушки и И2 расположены в индукционном зонде по обе стороны

Рис. 1 Векторная диаграмма сигналов индукционного датчика от генераторной катушки Г, на одинаковом расстоянии от нее. Коммутатором 1 в измерительную схему могут быть включены либо одна катушка И2 последовательно с катушкой К для компенсации прямого поля от генераторной катушки Г (прямой зонд), либо две катушки И\ и И2, соединенные встречно (дифференциальный зонд).

Измеряемые сигналы с катушек И2 и К или и И2 через коммутатор 1 поступают на частотный модулятор 2 с несущей частотой 14,0 КГц. Одновременно с резистора Я, включенного в цепь генераторной катушки Г, снимается опорное напряжение и подается на частотный модулятор 3 с несущей частотой 7,8 КГц. Промо-дулцрованные сигналы с частотных модуляторов 2 и 3 через смеситель 4 поступают на кабель и далее через блок управления 7 на панель ИПЧМ 10, где они разделяются по частотам, усиливаются, демодулируются и детектируются. Выделенное при этом опорное напряжение используется для фазового разделения информации с измерительных катушек по каналам "Тр" и "б/". С панели ИПЧМ информация поступает на соответствующие каналы регистратора 11. Питание аппаратуры осуществляется от двух унифицированных выпрямителей УВК-1 (б) и УВК-2 (9). Прибор работает на одножильном кабеле с любой каротажной станцией, снабженной двухканальным регистратором.

Дефектомер ДСИ позволяет одновременно регистрировать две кривые, характеризующие наличие трещин, разрывов, отверстий, а также изменение электропроводности колонны (канал "Тр") и изменение ее внутреннего диаметра и магнитной проницаемости (канал " ¿/ "). В модификации ДСИ-М предусмотрена одновременная регистрация

4 кривых - по 2 диаграммы прямого и дифференциального зондов в каналах "Тр" И "(¡".

Дефектомеры ДСИ и ДСИ-М комплектуются двумя сменными индукционными зондами для исследования колонн 5" и 8-9". Сменные зонды конструктивно выполнены идентичными и отличаются лишь габаритными размерами. Для исключения расцентровки прибора в скважине, он снабжен двумя центраторами. Электронная схема прибора ДСИ-М позволяет производить измерения прямым (И0,08Г или И0Д2Г) или дифференциальным (И0,08Г0,08И или И0,12Г0,12И) зондами. Первый применяется для обна

Рис. 2. Блок-схема. дефектомера ДСИ ружения обрывов колонны, крупных разрывов или трещин, второй - для уточнения границ и характера нарушений колонн. Длина трещин, регистрируемых в стенке колонны, от 60 мм, износ и локальные дефекты труб типа вздутий или смятий - не менее 1 мм. Настройка аппаратуры осуществляется с помощью эталонных образцов обсадных труб. Отстройка каналов "Тр" и от мешающих факторов осуществляется путем подбора фазового сдвига опорного напряжения в этих каналах при установке на индукционный зонд эталонных образцов труб или снятием сигналов с электронного имитатора труб, введенного в блок управления. В последнем случае фаза и амплитуда опорного напряжения меняется на ту же величину, что и при смене физических образцов труб.

Опытно-конструкторская разработка дефектомера ДСИ была завершена (совместно с ОКБ ГП Мингео УССР) в 1973 г., тогда же были проведены государственные приемочные испытания и прибор был рекомендован к серийному производству. В течение 1973-1985 гг. дефектомеры ДСИ и ДСИ-М серийно изготавливались Уфимским заводом "Геофизприбор".

Многолетний опыт эксплуатации дефектомеров ДИ, ДСИ и ДСИ-М показал эффективность применения токовихревого способа обнаружения нарушений обсадных колонн практически во всех геолого-технических условиях. Вместе с тем были выявлены и ограничения аппаратуры. Так, было установлено, что для достоверного выявления нарушений в колоннах замеры дефектомеров ДСИ и ДСИ-М необходимо комплексировать с трубными профилемерами, показания которых не зависят от изменения электромагнитных свойств труб; аппаратурой не охвачен весь ряд диаметров обсадных и бурильных колонн; аппаратура не приспособлена к регистрации на внутренней поверхности труб неферромагнитных образований (цемента, смол и т.п.); выявилась и необходимость некоторых конструктивных изменений. Все эти ограничения были устранены в новой модификации дефектомера ДСИ-2.

Отличительными особенностями аппаратуры ДСИ-2 являются:

1. В аппаратуре осуществлено комплексирование индукционных зондов - индикаторов нарушений с бесконтактным электромеханическим датчиком каверномера-профилемера для измерения внутреннего диаметра колонны, что позволяет за одну СПО получать информацию, ранее регистрируемую раздельно индукционным дефектомером и профилемером.

2. Число измерительных каналов дефектомера ДСИ-2 доведено до 5: 4 канала индикации прямыми и дифференциальными зондами трещин и износа обсадных труб и 1 канал индикации диаметра труб.

3. Аппаратура комплектуется нормальным рядом 5 сменных индукционных зондов для исследования колонн в диапазоне от 4" до 11" (сменные зонды рассчитаны на диаметры колонн 4", 5", 6-7", 8-9", 10-11").

4. Разработаны новые конструкции проходных индукционных датчиков, позволившие повысить разрешающую способность и точность индикации мелких дефектов труб.

5. В электрическую схему прибора и зоидового устройства внесены изменения, существенно повысившие его разрешающую способность и надежность: осуществлено согласование цепей индукционных зондов с панелью частотной модуляции ИПЧМ-2а; усовершенствована схема электронной отстройки каналов от мешающих факторов; для передачи сигнала с датчика каверномера принята небалансная схема измерения на постоянном токе; изменены стыковочные узлы скважинного прибора, обеспечившие работу зондового устройства с любым из 5 сменных индукционных зондов; изменена конструкция рычажной системы нижнего центратора зондового устройства и компенсатора давления, обеспечившие лучшую проходимость прибора в колонне и его работу в сложных термобарических условиях (давление до 100 МПа, температура до 150° С).

6. Аппаратура рассчитана на работу с любой каротажной станцией с одножильным или трехжильным кабелем длиной до 6000 м.

Блок-схема дефектомера ДСИ-2 изображена на рис. 3. Устройство содержит наземную часть 1, в которой расположены блок питания 2, первый 3 и второй 6 генераторы переменного напряжения, блок управления 4, регистратор 5, выходной трансформатор 7, индикатор режима размагничивания 8. В скважинной части 9 расположены индукционный зонд 10, состоящий из генераторной 11, двух основных измерительных 12 и 13, дополнительной измерительной 14 и компенсационной 15 катушек, соединенных с первым коммутатором 16 и электронным блоком 17. Сигналы с последнего по жилам 18 и 19 каротажного кабеля подаются на наземный блок управления 4. Электромеханический блок 20 содержит датчик перемещения 21, соединенный с первым 16 и вторым 22 коммутаторами и кинематически связанный с многорычажным центратором 23. Датчик 24 размагничивания колонн через второй коммутатор 22 по жиле 25 каротажного кабеля соединен с блоком управления 4. Описание конструкции дефектомера ДСИ-2 и методики работы с ним изложены в работах соискателя [2, 6, 7, 9, 12, 16, 21, 29 и др.]. Устройство защищено авторскими свидетельствами №№ 696149, 885545 и 1518493 [10,15, 35]. дефектомера ДСИ

Опытно-конструкторская разработка аппаратуры ДСИ-2 была завершена в 1985 г., тогда же заводом "Моргеофизприбор" НПО "Союзморгео" были изготовлены опытные образцы и проведены заводские приемочные испытания. В последующие годы аппаратура ДСИ-2 прошла широкие промысловые испытания в раличных регионах СНГ, которые подтвердили высокую эффективность принятых конструкторских решений.

3.3. Исследование параметров индукционных зондов [2, 7, 12]*

Эффективность работы дефектометрической аппаратуры зависит от величины изменения откликов напряжений и фазовых углов между направлениями "d", "Тр", " jil", "сг" при изменении тех или иных параметров исследуемого объекта (ОИ).

Связь между выходными сигналами индукционного датчика и параметрами ОИ исследовалась на физических моделях - отрезках 4-11" обсадных труб марок стали Д, К, Е, Л, М, Р. Исследовалось влияние изменения внутренних диаметров труб (d), марки стали (//, сг), наличия трещин (Тр), температуры (t°), а также влияние расцентровки (эксцентриситета) зонда относительно оси трубы. Измерения проводились двухкатушечными трансформаторными датчиками, для компенсации первичного напряжения U0 применялся второй датчик, аналогичный первому. Частота тока питания возбуждающих катушек 300 Гц, сила тока 0,35-0,4 А. Диапазон диаметров образцов труб разбит на 5 интервалов: 114, 127 мм; 140, 146 мм; 168, 178, 194 мм; 219, 245 мм; 273, 299, 324 мм. Диаметры генераторных и измерительных катушек определялись минимальным внутренним диаметром трубы, длина зонда равнялась диаметру катушек

Магнитная проницаемость JLI образцов труб изменялась подмагничиванием их постоянным током. Для изучения влияния проводимости а трубы нагревались до температуры 150-200° С. В стенке труб прорезались щели длиной 40-180 мм, ширина щелей 1-2 мм. Направление прорези совпадало с осью трубы. Изменение диаметра, износа и вздутий труб осуществлялось их расточкой с последующим размагничиванием. Результаты экспериментальных исследований позволяют сделать следующие выводы.

Выбор частоты зондирующего поля. Исследовались приращения активной A Uа и At/y реактивной составляющих сигнала индукционного датчика в трубах диаметрами 124-136 мм при изменении частоты поля f от 50 до 2000 Гц. Результаты показали, что при низких частотах (до 300500 Гц) преобладает влияние реактивной составляющей A Uj сигнала, при больших частотах - влияние активной составляющей AUa. В диапазоне частот 50-100 Гц и 900-2000 Гц наблюдается существенная нелинейность Исследования выполнены Л.П.Поповым и А.Т.Шлеиным. направления "б/", на частотах 200-500 Гц нелинейность ниже. Наибольшая линейность показаний индукционного зонда по направлениям " Тр" и "<7" при смене марок стали (электропроводности труб) наблюдается на частоте 300 Гц, при этом для обсадных труб диаметрами 124, 128 и 132 мм направления "Тр" и "сг" практически совпадают. Таким образом установлено, что частота электромагнитного поля 300 Гц является оптимальной, поскольку при ней наблюдается наилучшая линейность направления " й " и максимальное совпадение направлений "Тр" и" ст " (при смене диаметров труб). При этом глубина проникновения вихревых токов на этой частоте составляет 1,2 мм, вследствие чего при диагностике механических нарушений колонны исключается влияние толщины стенки трубы.

Выбор размера зонда. Экспериментальные исследования показали, что расстояние между генераторной и измерительной катушками, также как и диаметр катушек, определяют разрешающую способность зонда для обнаружения локальных нарушений в металле: зонды с малыми размерами позволяют обнаруживать дефекты небольших размеров, а длинные зонды регистрируют нарушения большой протяженности. Анализ диаграмм приращений составляющих Д£/а и А С/у для индукционных зондов с различными длинами (от 10 мм до 180 мм) позволил определить следующие размеры зондов. Для контроля 146-мм обсадных труб индукционный зонд аппаратуры ДСИ должен иметь размеры 80 мм, при этом диаметр катушек также должен составлять 80 мм. Для контроля труб с внутренними диаметрами 219 и 245 мм диаметр катушек должен составлять 140 мм, длина зонда - 120 мм. Для дефектоскопии колонн аппаратурой ДСИ-2 размеры зондов и диаметры катушек составили (в диапазонах 4", 5", 6-7", 8-9", 1011" колонн): 68, 80, 105, 138 и 198 мм.

Влияние проводимости труб сг. Для обсадных труб диаметрами 140245 мм фазовые углы приращений напряжений А1/П при нагреве и смене марок стали (направления (7,1) примерно одинаковы. Это объясняется тем, что при нагреве трубы изменяется проводимость сг металла в большей степени, чем его магнитная проницаемость ¡л. Эта закономерность позволила в дальнейшем ограничиться исследованием влияния нагрева труб одной марки вместо подбора разных марок.

Влияние магнитной проницаемости /и труб. Подмагничивание труб постоянным полем смещает точки направления " ¡л " на комплексной плоскости к направлениям t, о для толстостенных (11=6-11,5 мм) труб и к направлению " ¿/" для тонкостенных (Ь=6 мм) труб. Таким образом, дефектоскопия колонн обладает большей разрешающей способностью в толстостенных трубах, при этом влияние намагничивания труб незначительно изменяет величину их проводимости сг.

Влияние эксцентриситета зонда 8. Направление "£"' для труб диаметрами 114-146 мм близко к направлению "¿/". Для труб других диаметров это направление значительно отличается как от направлений "с/,//", так и от направлений "сг", Несоосность индукционного зонда и оси трубы приводит к смещению нулевой линии в измерительных каналах и погрешности в определении диаметра до 1-1,5 мм. Погрешность за счет расцентровки индукционного зонда устранялась введением в зондовое устройство двух центраторов. В аппаратуре ДСИ-2 верхний центратор включает 6 пружинных рессор, нижний - 12 ромбических измерительных рычагов, которые одновременно являются датчиками профилемера.

Влияние трещин. Моделировались трещины длиной 40-180 мм. Направление вектора Лхорошо совпадает с направлениями "с" и до длины щели 60-100 мм, выше этого значения направление "Тр" отклоняется от первоначального. Фазовые углы, образованные направлениями "Тр" и "с1уменьшаются с увеличением диаметра труб и изменяются от 32-34° для 114-146 мм труб до 9-11° для труб с диаметрами 273-326 мм.

Влияние диаметра труб. Направление для труб диаметрами 114146 мм близко к направлению эксцентриситета "£". С дальнейшим увеличением диаметров труб это направление существенно отклоняется от всех других направлений, что создает благоприятные предпосылки для оценки внутреннего диаметра труб (влияние эксцентриситета устраняется введением в зондовое устройство центраторов).

3.4. Первичные измерительные преобразователи

При разработке первичных преобразователей соискателем исследовались такие вопросы как выбор типа и параметров измерительных датчиков; определение размеров зонда и оптимальных режимов его работы; влияние эксцентриситета зонда и расстояния датчика до контролируемой поверхности; определение пороговой чувствительности преобразователей к дефектам, имеющим различное направление и минимальные геометрические размеры и др.

Выбор типа и геометрических размеров ПИП определялись диаметром контролируемых труб, характером и размерами нарушений колонн. Индукционные датчики разделяются на датчики прямого и дифференциального измерения. При первом способе снимаются прямые показания измерительной катушки в ОИ, при втором - сопоставляются показания двух встречно включенных измерительных катушек, расположенных на различных участках ОИ. Если контролируемый участок трубы не имеет дефектов в зоне зонда, то выходное напряжение измерительных катушек равно некоторой постоянной величине, если дефект находится против одной из них, выходное напряжение отличается от нуля. Выполненные исследования показали, что поставленным целям отвечает комбинированный ПИП, содержащий, как минимум две измерительные и одну компенсационную катушки, коммутацией которых можно получить прямой и дифференциальный зонды. Первый позволяет осуществлять индикацию изменений диаметра труб с точностью 0,5-1 мм, второй - индикацию дефектов сравнительно большой протяженности, например, трещин длиной от 40-50 мм, отверстий и щелей от 8-10 мм, зон интенсивной коррозии и т.п. Оптимальной оказалась конструкция Преобразователя, при которой генераторная катушка размещалась в центре датчика, а измерительные катушки - аксиально и равноудаленно по обе стороны от нее. Длина зонда определялась диаметрами исследуемых колонн и изменялась в дефектомере ДСИ-2 от 68 мм при исследовании 4" колонн до 198 мм в 10-11" колоннах.

Важнейшими параметрами измерительных преобразователей являются диаметры генераторной и измерительных катушек, длина и высота их намотки, количество витков. Оптимальный зазор между датчиками и контролируемой поверхностью сохраняется при отношениях радиуса г о измерительной катушки к радиусу Г\ контролируемой трубы, лежащих в пределах 0,9< г0 / Г\ < 1.

Базовый трехэлементный индукционный датчик дефектомеров имеет следующую конструкцию (рис.4, табл.1). В средней части непроводящего каркаса (стеклопластиковый стержень) размещена обмотка генераторной

Рис.4. Базовый индукционный датчик дефектомеров ДСИ и ДСИкатушки Г, а поверх ее, через изоляционную прокладку П - компенсационная обмотка К0. По обе стороны от генераторной катушки Г в проточки помещены первые основная Им и дополнительная Ищ измерительные катушки и вторая измерительная катушка И2о ■ Расстояние между центрами катушек определяется диаметром исследуемых колонн. При измерении прямым зондом включаются обмотки Г, К0, Им, при дифференциальным -Ию, Г, И2о. При настройке прибора включается дополнительная обмотка И]д. Витки катушек Им и И]д подобраны таким образом, что при переключении обмоток прямого зонда с Ию на И1д направление приращения напряжения А ии совпадает с направлением " с/ ". в -^4*- а^*- I I ■» I* аЦ—- в

Таблица

Конструктивные данные индукционных зондов аппаратуры ДСИ

Наружный диметр,мм Габариты, мм Число витков

Д. Д2 Дз Д4 а 1 в Г Иш, И20 Ид К

168,178, 105 100.

Примечание. 1. Генераторные катушки намотаны проводом ПЭТВ 00,35 мм; измерительные - проводом ПНЭТ ИМИД 0 0,12 мм. 2. Толщина прокладок П из стеклолакоткани 0,11,5 мм для датчиков различных типоразмеров.

В процессе совершенствования дефектомеров соискателем были разработаны более совершенные конструкции датчиков, повысившие точность диагностирования мелких нарушений колонн и возможность обнаружения в них трещин произвольной ориентации. В одной из них (рис. 5,а), указанная цель достигается тем, что в датчик введены П- образные сердечники из материала с высокой магнитной проницаемостью (сталь АРМКО), которые расположены в генераторной катушке аксиально и равноудаленно. На полюсных торцах сердечников установлены индикаторные катушки, оси одного ряда которых смещены относительно осей другого ряда на величину, равную радиусу индикаторной катушки. Подобное смещение индикаторных катушек позволяет устранить пропуски мелких дефектов типа перфорационных отверстий, а введение в датчик ферромагнитных сердечников - локальных концентраторов магнитного поля, обеспечивает наведение сильных вихревых токов на локальных участках ОИ. Устройство защищено авторским свидетельством № 691559 [11].

С целью повышения чувствительности ПИП к мелким дефектам колонн и обнаружению в них поперечных трещин автором совместно с Ю.П.Терещенко разработан многоэлементный индукционный зонд с взаимоперпендикулярными измерительными катушками (рис.5,б). Датчик снабжен суммирующим трансформатором и дополнительными попарно и встречно включенными измерительными катушками с магнитными сердечниками, аксиально и симметрично расположенными по обе стороны относительно генераторной катушки, причем оси генераторной и дополнительных измерительных катушек перпендикулярны. Датчик защащен авторским свидетельством № 947407 [18].

В дальнейшем в описанный ПИП были введены дополнительные катушки, включенные согласно и последовательно с генераторной катушкой и размещенные в средней части П-образных сердечников. Введение таких катушек позволяет создать дополнительные магнитные потоки, которые складываясь с магнитным потоком генераторной катушки увеличивают плотность магнитных линий. При появлении мелких дефектов происходит увеличение сопротивления магнитному потоку и ЭДС, наводимые в ин

Аукционных катушках, более четко фиксируют мелкие дефекты. Данное устройство защищено авторским свидетельством № 1052656[19].

Рис. 5. Конструкция индукционных датчиков с концентраторами магнитного поля (а) и ортогональными измерительными катушками (б): 1- немагнитный корпус зонда; 2, 2'- немагнитное и магнитное основание датчика; 3- концентраторы магнитного поля; 4-генераторная катушка; 5, 5'-основная и дополнительная измерительные катушки; 6-компенсационная катушка; 7- центрирующие скобы; 8- труба.

Электромеханичий блок дефектомера ДСИ-2 выполнен в виде датчика перемещения, кинематичиязанногомногорычажным центратором (р 6). Датчик перемещения обладает повышенной точнью определения диаметра труб (±0,1-0,5 мм) поавнениюизвными потен-циометричими и индукционными датчиками. Техничий результат дигае тем, что генераторная и размещенные на подвижныхрдечниках измерительные катушки выполненыставными из двух чей, включенных междубой речно и в одномстоянии находящи в одной пли. Такоеединениеставных катушек позволило многократно увеличить разнные э.д измерительных катушек, и теммым повть чувительнь датчика к изменению диаметра труб. Количво измерительных катушек п и длина намотки витков генераторной Ьг и Ьи измерительной катушек анавливаюотношениями п = ж{дк - 2ИГ )/Дф 0,25ЬГ <ьи< 0,5ЬГ,

Рис. 6. Датчик каверномера-профилемера: 1- немагнитное основание датчика; 2, 2-составные части генераторной катушки; 3, 3' - составные части измерительных катушек; 4- подвижные сердечники; 5- рычажная система. где Дк,Ди - диаметры каркаса генераторной и подвижного сердечника измерительных катушек; кг -высота намотки генераторной катушки. рово реализовано в де-фектометре ДСИ-2 и на него получено а 696149[10] и подана заявка на автооеидетелво [37]. Развернутое техничое опние и информационные характерики переченных ПИП приведены автором в работах [2, 3, 7, 8,12, 29].

3.5. Методы и средства поверки аппаратуры

Технические средства поверки. Наземная поверка дефектомеров ДСИ и ДСИ-2 осуществляется с помощью эталонов обсадных труб (табл. 2) с различными диаметрами (114—299 мм), толщиной стенок (7-14 мм), наличием трещин-щелей (раскрытость 1-2 мм) и износом труб (моделируется проточкой трубы). Поверка канала электромеханического датчика диаметра аппаратуры ДСИ-2 осуществляется кольцевыми калибрами.

Таблица

Технические характеристики труб-эталонов

Наружный Эталоны с проточкой, мм Эталоны со щелью, мм диаметр, длина ширина глубина расстояние дли- длина расстояние мм проточки проточки от торца на щели от торца

Методика настройки и эталонировки дефектомеров заключается в выборе масштабов записи в каналах "Тр " и "¿/" и их отстройки от влияния мешающих факторов и изменений внутренних диаметров труб. Калиброванный сигнал индукционного зонда в трубе-эталоне должен составлять

10 % от сигнала зонда на воздухе. При подаче на вход ФД соответствующих опорных напряжений подавляются мешающие факторы. Соискателем разработана методика отстройки дефектоскопов от влияния вариаций электрической проводимости <7 и магнитной проницаемости ¡л материала труб-эталонов, защищенная авторскими свидетельствами № 885545 [15] № 1627969 [36].

Контроль электромагнитных неоднородностей труб-эталонов. Подобная неоднородность вызвана изменчивостью состава и структуры и различными режимами прокатной и термической обработки труб. Кроме того, при расточке труб-эталонов происходит изменение электромагнитных параметров обрабатываемой поверхности. Соискателем разработан переносной прибор контроля электромагнитной неоднородности труб ПКНЭ-1 с накладным индукционным датчиком-щупом [5]. В приборе использован компенсационно-мостовой метод измерений (мост Вина). Для калибровки прибора используют пластины-эталоны из известных марок стали. Фактическая марка стали трубы-эталона и ее электромагнитная неоднородность диагностируются по величине разбаланса измерительного моста при сканировании датчиком поверхности трубы.

Методика безэталонной настройки дефектомеров. Настройка дефек-томеров с помощью физических эталонов отличается высокой точностью, но является трудоемкой операцией. Кроме того, при настройке не учитываются температурные влияния и фазовые изменения сигналов в линии связи - каротажном кабеле длиной до 5000-6000 м. Для устранения этих ограничений соискателем совместно с Л.П. Поповым были разработаны индукционный зонд и методика безэталонной настройки дефектомеров в скважинных условиях [1].

Индукционный зонд (рис. 7) содержит 5 катушек, с помощью которых можно скомпоновать прямой и дифференциальный зонды. Первый включает генераторную 1 и измерительную 2 катушки, второй -генераторную 1 и симметрично расположенные измерительные катушки 2 и 2'. Для настройки аппаратуры применена дополнительная катушка 3, расположенная коакси-ально основной катушке 2. Компенсация прямого поля генераторной катушки 1 производится катушкой 4. Выбор зонда и переключение катушек осуществляется коммутатором 72 с двумя контактными группами 13-16 и 17-21. Генераторная

Рис. 7. Измерительная схема при безэталонном способе настройки дефектомеров. катушка 1, скважинный усилитель 11 и входной трансформатор 10 через каротажный кабель. 9 питается от стандартного генератора 6 током частотой 300 Гц. Последний получает питание от выпрямителя 5. Сигналы регистрируются прибором 8.

При настройке дефектомера на вход усилителя поочередно подаются разностные напряжения 2, 4 катушек и ЬЛ]"с1\ 3, 4 катушек. Разностное напряжение А11" совпадает по фазе с напряжением А1/' для случая, когда зонд переходит из трубы с внутренним диаметром в трубу с

2- В первом канале подавляется влияние диаметра и регистрируются трещины, во втором - подавляется влияние проводимости и частично трещин и определяются внутренний диаметр и локальные деформации, для чего во втором канале фаза и^ изменяется на известный угол (р. Процесс настройки по этому способу весьма прост, занимает мало времени и реализуется непосредственно в скважинных условиях. Производственные испытания методики показали ее высокую точность и надежность. Методика защищена авторским свидетельством № 5195332 [ 1 ].

3.6. Технология работ и методика интерпретации

Технология работ с дефектомерами ДСИ и ДСИ-2 заключается в следующем. При отыскании мест нарушения герметичности колонн (мест разрыва колонны по телу трубы или на муфтовом соединении, сквозных протираний стенок промежуточных колонн и т.п.) замеры в заданном интервале производят в масштабе глубин 1:500 и 1:200. Скорость регистрации до 1200 м/ч. При крупных нарушениях этого бывает достаточно для их обнаружения, при незначительных - детализацию осуществляют замерами в м-бе 1:50. Контроль результатов перфорации осуществляется исследованиями в м-бе 1:200 и 1:50. Дефектомер ДСИ-2 позволяет производить шаб-лонирование колонн: узел минимального диаметра канала Дм укажет все опасные сужения проходного сечения, обусловленные как деформацией труб, так и неметаллическими образованиями на их внутренней поверхности. Сопоставление кривых Дм и Пд позволяет установить истинный характер сужения. Если колонна сильно намагничена, то ее следует размагнитить с помощью электромагнита локатора ЛПО (Л.П.Попов).

Основной задачей интерпретации данных ДСИ-2 является установление вида дефектов, определение их размеров и местоположения в колонне. Дефектомер ДСИ-2 регистрирует 5 диаграмм: Дм - кривую минимального диаметра колонны датчиком каверномера-профилемера; Пд - кривую среднего диаметра колонны прямым зондом; Пт - кривую трещин прямым зондом; Дт - кривую трещин дифференциальным зондом; Дд - кривую диаметра колонны дифференциальным зондом. При истолковании этих кривых учитывается наличие, полярность и интенсивность выявленных аномалий электромагнитного поля (табл. 3). Интервалы нарушений колонн

Таблица

Критерии оценки характера дефектов обсадных колонн [12]

Аномалии кривых ДСИ

Характер дефектов Дм Пт Пд Дт Дц

Трещины, щели без деформации

4 <4 Тр 3 нет отрицат. нет есть нет

4 >4 Тр 3 нет отрицат. отрицат. есть есть

2. Вздутие труб без трещин положит. нет положит. нет есть

3. Вздутие труб с трещинами:

V<4 положит. отрицат положит. есть есть

К >4 положит. отрицат. отрицат. есть есть

4. Смятие без трещин отрицат. нет отрицат. нет есть

5. Смятие с трещинами отрицат. отрицат. отрицат. есть есть

6. Разрыв трубы, макс. расхождение стыков положит. отрицат. отрицат. есть есть

7. Отложение на стенках неметаллич. материала отрицат. нет нет нет нет

8. Аномалии без дефектов:

- увеличение <7 нет положит. нет нечетко нечетко

-уменьшение <7 нет отрицат. нет нечетко нечетко

- аномалия ¡Л нет есть есть нет нет фиксируются четкими двуполярными аномалиями дифференциального зонда. Вначале на диаграммах Дт и Дд выделяются муфтовые соединения (по периодичности выбросов, определяемой длиной труб). Далее выделяют двуполярные выбросы, не связанные с муфтовыми соединениями и по кривым Пт, Пд и Дм выявляют характер нарушения колонны. Трещины и щели, длина которых ЬТр не превышает длину зонда Ь3, при отсутствии деформации труб отмечаются отрицательными аномалиями Пт, на кривой Пд аномалия отсутствует. Если ЬТр > Ьъ, то на кривой Пд появляется отрицательная аномалия, амплитуда которой меньше аномалии Пт. Наличие локальной деформации трубы (вздутия) без образования трещин фиксируется кривыми Дд, Пд, Дм и не фиксируется кривыми Дт и Пт. Если деформация сопровождается растрескиванием труб, то величина аномалий зависит от размеров дефектов: при ЬТр > Ь3 кривые Дт и Пт четко выделяют трещины, при этом аномалия Пт отрицательна. При Ьт < Ь3 аномалия Пд положительна и меняет знак на обратный при ЬТр > Ь3. Истинный размер деформации устанавливают по кривой Дм. Плавные изменения магнитной проницаемости ¡л и электропроводности <7 труб фиксируются только кривыми Пд и Пт. Изменения сечений труб при наличии на стенках неферромагнитных глинистых, цементных корок, парафина и т.п. фиксируются только кривой Дм. Аномалии намагниченности труб достигают значительных амплитуд и сильно дифференцированы, на их фоне дефекты выделяются неоднозначно. В таких случаях колонну необходимо размагнитить.

3.7. Испытания и промышленное внедрение аппаратуры [16, 21, 29].

Испытания опытных образцов дефектомеров ДСИ и ДСИ-2 проводились в модельных скважинах НИИМоргеофизики, экспериментальной скважине ВНИИКрнефть (скв. № 3 пл. Суздальская), ряде бурящихся нефтегазовых скважин., Обсадка модельных скважин НИИМоргеофизики (глубина 75 и 37 м) осуществлялась 146 и 219 мм трубами различных марок и внутреннего диаметра. В стенах труб сделаны сквозные вертикальные, горизонтальные и наклонные щели и прорези, перфорационные и сверленные отверстия. Ширина прорезей (трещин) 1 мм, длина от 50 до 700 мм; размеры щелей 20 (30) х 70 (200) мм; диаметр отверстий от 8 до 20 мм, плотность перфорации 12,5 отв./м. Такое разнообразие параметров и механических нарушений труб позволило отработать все методические вопросы создания дефектоскопической аппаратуры и оценить эффективность принятых конструкторских решений.

В экспериментальной скважине ВНИИКрнефть (глубина 4200 м) осуществлялась отработка методик настройки приборов и оценка эффективности решения поставленных задач. В эту скважину на глубину 2000-3500 м опускались 146 мм и 194 мм обсадные колонны, для которых заранее определялись марка стали, внутренний диаметр, вводились искусственные дефекты, сварные швы, перфорационные отверстия. Показания индукционных зондов и электромеханического датчика дефектомера ДСИ-2 сопоставлялись с независимыми замерами дефектомера ДСИ, локатора ЛПО-ГК и профилемера ТП5-6. Установлено, что аппаратура ДСИ-2 обладает более высокой разрешающей способностью, воспроизводимость сопоставляемых замеров не превышает нормированной погрешности измерений.

Опытные образцы аппаратуры ДСИ и ДСИ-2 проходили широкие промысловые испытания в нефтегазовых скважинах Украины, Краснодарского и Ставропольского краев (№ 11 пл. Саратовская, № 64 пл. Майкопская, №№ 435 и 530 пл. Ахтырско-Бутундырская, № 7 пл. Фанталовская, № 108 пл. Березанская, № 11 пл. Северо-Тульская, № 19 пл. Прибрежная, скв. № 20 пл. Лабинская и др.). Всего различными типами опытных образцов дефектомеров исследовано более 200 скважин. Многие из этих скважин находились в аварийном состоянии и подлежали ликвидации. В результате исследований дефектомерами ДИ, ДСИ и ДСИ-2 в них были выявлены многочисленные нарушения герметичности колонн (на глубинах от десятков м до 4,5 км) в результате истирания стенок бурильным и ловиль-ным инструментом, перфорации, гидроразрывов, коррозии металла и т.п. Составлены и переданы геолого-техническим службам буровых организаций заключения о техническом состоянии колонн и характере выявленных дефектов, после чего большинство скважин выводилось из аварийного состояния и их проводка осуществлялась до проектной глубины. В объединениях "Юганскнефть" и "Мангышлагнефть" дефектомеры ДСИ-2 успешно использовались для диагностирования дефектов обсадных колонн и оценки качества ремонтно-изоляционных работ стальными пластырями. В последующем этот опыт получил повсеместное распространение.

Государственные приемочные испытания аппаратуры ДСИ проводились в июле-августе 1973 г. в ОКБ ГП треста "Укргеофизразведка", г. Киев. В результате приемочная комиссия установила, что аппаратура ДСИ соот-ветстствует техническим заданиям и рекомендуется к серийному производству. Это производство было организовано на Уфимском заводе "Гео-физприбор", где за период с 1973 г. по 1985 г. было выпущено около 300 комплектов дефектомеров ДСИ и модернизированной аппаратуры ДСИ-М. За этот период в различных нефтегазоносных районах страны было исследовано около ста тысяч скважин. Внедрение этой аппаратуры сопровождалось авторским надзором; соискателем представлены документы, подтверждающие эффективность работы дефектомеров в объединениях Крымморгеология, Укргипрониинефть, Узбекнефтегазразведка, Красно-дарнефтегаз, Краснодарнефтегеофизика, Кубаньгазпром и др.

НИОКР дефектомера ДСИ-2 была завершена в 1986 г., тогда же завод Моргеофизприбор НПО Союзморгео успешно провел заводские приемочные испытания. НИИМоргеофизики и завод изготовили 12 комплектов опытных образцов дефектомера, которые были переданы в производственные организации Краснодарского и Ставропольского краев, Крыма и Тюменской области.

4. Исследование и разработка технико-методических средств диагностики механических напряжений колонн

Личное участие соискателя в разработке данной тематики заключалось в исследовании и конструировании первичных преобразователей для индикации механических напряжений в колоннах, обосновании и разработке (совместно с Т.Я.Гораздовским и В.М.Возмителем) системы преобразования измерительной информации и средств технической диагностики напряженного состояния колонн, разработке экспериментального стенда для исследования информационных характеристик этих средств, разработке и скважинном испытании макетных образцов аппаратуры ИМНТ.

4.1. Основные закономерности магнито-реологической аналогии в бурильных и обсадных трубах

Исследования, выполненные Н.В.Кокориным (1980) показали, что для контроля напряженного состояния нефтепромысловых труб наиболее приемлемым является бесконтактный магнитоупругий метод, основанный на использовании явления магнитоупругого эффекта - изменения намагниченности тела при его деформации. Выполненные соискателем совместно с Т.Я.Гораздовским и В.М.Возмителем исследования, результаты которых представлены в работах [12, 17, 20, 21, 23] показывают, что для процессов намагничивания и размагничивания буровых труб при воздействии на них механических напряжений справедливы законы анизотропии

Н.С.Акулова; характерно наличие областей идеального, неидеального намагничивания и деформирование ОИ; в нем проявляются эффекты магни-тострикции и механострикции. При этом в магнитных и реологических ме-зоструктурах (доменах и реоменах) имеют место фазовые реологические ФРП и магнитные ФМП переходы из среды Гука в среды Кельвина и Максвелла, а из последней - в состояние полного разрушения.

Аналитическое описание кинетик намагничивания J¡{t) и деформирования У1 (/) объекта контроля представляется при этом (с некоторыми упрощениями) в виде:

Ж Ег Ж

1 ^ т I - V,

Ж. + Ч Укк* + + где Х^ц > ' ~ интегральные преобразования, зависящие от величины напряженности магнитного поля Н^ и абсолютных напряжений Г/, фанг * * зовых переходов ( ¥лн, ¥нк, Уке ), вязкости сред Г] и магнитной проницаемости {Хс1л> Хс1н> Хс1к> Хс1в) для различных областей намагничивания, модулей упругости (ЕГ,ЕК,ЕМ) для сред Гука, Кельвина и Максвелла.

Напряженное состояние колонн определяется не только величиной Т1 и интенсивностью изменения ее во времени, но и прочностными характеристиками труб, поэтому остаточная эксплуатационная прочность колонн £оп характеризуется соотношениями

X ¡-<7Т е °в~ат оп>£оп~ остаточная эксплуатационная прочность соответственно обсадных и бурильных колонн; тг-- абсолютные реологические напряжения; о в,о Т - пределы прочности и текучести сталей; о1 от - пределы вынос* ливости и циклической текучести сталей; тх,тТ - структурно-реологические параметры обсадных и бурильных колонн.

Структурно-реологические характеристики тт, и тт объектов контроля определяются как параметрами <гв,ат, гг-, так и длительностью / циклических напряжений и остаточными напряжениями т0 колонн, а также температурой металла Т в интервалах контроля. Диагностику абсолютных реологических напряжений тг- или составляющих хп и х22 тензора механических напряжений труб можно осуществлять по измерениям продольной Хр или поперечной составляющим магнитной восприимчивости х материалов при их электромагнитном зондировании, которая связана с реологическими параметрами Кт и напряженностью Нт поля следующими соотношениями:

ХБ. = Х°8{(7ТОВ^0Нт)+КИ^Т^В(Т0)-{Т11 Хр = (*// где Х0р>Х°Б - продольная и поперечная составляющие магнитной восприимчивости при отсутствии реологических напряжений; К^ГгКр2х,К81т,К\х структурно-чувствительные параметры труб различных прочностных групп с учетом направления измерения параметров поля.

Для целей диагностики напряженного состояния колонн целесообразно использование измерительной информации, заключенной в кинетики намагничивания и деформирования обсадных или бурильных колонн. Экспериментальные исследования [23,28], показали также, что наиболее информативными характеристиками многопараметрового контроля реологических напряжений в колонне являются квадратурные А5 и синфазные Ас составляющие спектра сигнала измерительных датчиков.

4.2. Аппаратурная реализация электромагнитной диагностики механических напряжений в колоннах труб

Теоретический и экспериментальные исследования показали [22, 24, 33, 34], что наиболее эффективным приемом исследования кинетик У//) и у$) является метод высших гармоник МВТ, являющихся разновидностью электромагнитного метода. Однако однопараметровые измерения амплитуды и фазы гармоники электромагнитного сигнала не позволяют отстроиться от влияния большого количества мешающих факторов. В этой связи возникла необходимость разработки многопараметрового метода регистрации. В результате экспериментальных исследований установлено [25, 27, 34], что измерительная система неразрушающего электромагнитного контроля колонн должна обеспечивать спектральное разложение сигналов ПИП в базисе ортогональных функций Уолша и Хаара, вычисление соот

- Т 22)-К2х {аТ°ВХ1Х0 )' (ТЯ + Т1? )

- )'" К2т {(7Т<7ВГ1Т0 ) • {Г11 + Т22 ) ветствующих регрессионных уравнений, формирующих оценки обобщенных сигналов Рц и Р22 и вычисление по ним оценок напряжений сгт, а а и а. Кроме того, она должна обеспечивать коррекцию оценок за влияние температуры в зоне контроля.

Первичные измерительные преобразователи. Наши исследования показали [25, 26, 31, 38], что максимум чувствительности индукционного датчика по методу высших гармоник достигается в области сильных магнитных полей, когда магнитная проницаемость ОИ достигает максимальных величин. Другим фактором повышения чувствительности датчика является ослабление потерь в сердечнике на вихревые токи и высокая стабильность намагничивающего поля, при которой гармонические составляющие в питающей цепи имеют минимальную величину. С учетом этих требований было разработано несколько типов ПИП, один из которых защищен авторским свидетельством № 1377803 [30].

Ича/^

Рис. 8. Индукционные преобразователи для диагностики напряженного состояния колонн

Основными конструктивными элементами индукционного датчика для обнаружения осевых нагрузок колонн (рис. 8, а) являются полюсные башмаки 1, 2 и магнитосердечник 3, изготовленные из стали Армко, обладающей высокой магнитной проницаемостью и остаточной намагниченностью. Для снижения потерь на токи Фуко сердечник разрезан по образующей с одной стороны. Генераторная катушка 4 расположена на немагнитном каркасе 5, поверх генераторной катушки намотана измерительная катушка 6. В зондовом устройстве обе катушки герметизированы неметаллическим охранным кожухом 7. Для увеличения чувствительности датчика, уменьшения потерь на вихревые токи и снижения гармонических составляющих в намагничивающей цепи магнитосердечник 3 изготовлен из листовой трансформаторной стали Э340. Лабораторные исследования показали, что эффективность наборного сердечника в 4-5 раз выше, чем из стали Армко. При этом чувствительность датчика к осевым нагрузкам (растяжению и сжатию) максимальна, а к поперечному изгибу - минимальна. Это объясняется тем, что при осевом нагружении колонны вектора спонтанной намагниченности доменов устанавливаются вдоль оси действия сил (при растяжении ц увеличивается, при сжатии - уменьшается), а при изгибающих усилиях одна сторона трубы испытывает растяжение, а обратная -сжатие, в результате чего суммарный магнитоупругий эффект равен нулю (Вонсовский C.B.).

Для диагностики осевых и радиальных напряжений колонн индукционный зонд должен содержать комплекс ПИП проходного и накладного исполнения, причем датчики должны обеспечивать измерение параметров электромагнитного поля в нескольких взаимно-перпендикулярных плоскостях. С учетом этих требований разработан индукционный преобразователь (рис.8,б), содержащий 4 генераторные (основную Г0 и три дополнительных Гщ - Гзд), 7 измерительных (две основные И ¡о, И2о и пять дополнительных Ищ - И5Д) и 4 компенсационные (К} - К4) катушки, причем плоскости витков трех генераторных катушек расположены по углом 60° относительно друг друга и ортогонально оси датчика, на котором коакси-ально расположены измерительные катушки, а компенсационные катушки размещены коаксиально генераторной катушке, расположеной соосно оси колонны. Генераторные катушки соединены последовательно между собой, а измерительные включены встречно компенсационным катушкам, что позволяет осуществлять однородное зондирование по периметру колонны. Накладные токовихревые преобразователи (8 шт., на рис.8,б не изображены) разнесены на расстояния, кратные интервалу опроса (10 см), и связаны с рычажными механизмами, измеряющими профиль проходного сечения труб с точностью ±0,5 мм.

Магнитный поток, образованный генераторными катушками, проходя по стальной колонне, наводит в измерительных и компенсационных катушках ЭДС, которые отражают дефекты структуры, усталостные и прочностные характеристики колонны. При этом разностный сигнал первых И]0 и И]д измерительных катушек регистрирует усталостные участки или осевые напряжения растяжения, или сжатия, а разностный сигнал вторых И2о и И2д измерительных катушек характеризует величину изменения внутреннего диаметра колонны. Изгибающие усилия в колонне регистрируются ортогональными дополнительными (Изд - И5Д) катушками, к которым подключены встречные {К1 - К3) компенсационные катушки.

Генераторные катушки содержат одинаковое количество витков, а измерительные такое количество, при которых выполняются условия ли'ОФ /Л11дф « / ; Л11оф /лидф »1, где Аи'ОФ>ли'ДФ; - приращение сигнала отклика ПИП от одного влияющего фактора на первой паре (основной и дополнительной) измерительных катушек; Аи^ф,Аи'дф - приращение сигнала от второго влияющего фактора на второй паре измерительных катушек. Компенсационные катушки содержат такое количество витков, при котором выполняется равенство Vип = Vкп, где и т, IIкп - величины наводимых ЭДС прямого поля на измерительной и компенсационной катушках. Для уменьшения влияния на точность измерений зазоров между стенкой трубы и ПИП длина генераторных катушек Ьг и ширина их намотки Шр выбираются их, соотношений ¿г =(4-5) Двн, Шг =(0,1 -0,2) Дг, где Двн -средний внутренний диаметр контролируемых труб, Дг - средний диаметр намотки витков в генераторных катушках.

Такое конструктивное расположение катушек и количество витков в них позволило не только уменьшить влияние мешающих факторов, но и производить раздельное измерение контролируемых параметров в колонне труб. Другим фактором, определяющим достоверность контроля напряженного состояния колонн, является выбор параметров электромагнитного зондирования ОИ и параметризация откликов ПИП. Наши исследования показали [27, 38], что для выделения напряженных участков труб зондирование ОИ необходимо осуществлять слабыми (Нт=5 кА/м) электромагнитными полями, а для контроля прочностных (<УТ,<7В) и пластичных (относительного сужения -\|/ и удлинения 8к) характеристик колонн напряженность устанавливается в области средних полей. (Нт= 10-20 кА/м). Частота зондирования при этом должна составлять ¥х= 300-400 Гц, форма намагничивающего поля Зн — синусоидальная с коэффициентом нелинейности не выше 1-3 %, в качестве информационных характеристик должны использоваться обобщенные сигналы на локальных интервалах откликов ПИП и гармоники Уолша и Хаара.

Экспериментальные установки для исследования магнито-реологических кинетик. Соискателем, совместно с В.М.Возмителем и Ю.П.Терещенко, разработано несколько специализированных лабораторных установок, с помощью которых изучались информационные характеристики диагностической аппаратуры ИМНТ. Одна из них, установка для

Рис.9. Блок схема стенда для исследования влияния механических напряжений на отклик сигнала ПИП. оценки влияния механических напряжений на отклик сигналов ПИП (рис. 9), содержит унифицированный блок намагничивания 1, воздушный трансформатор 2, переключатель режимов намагничивания 3, блок ПИП 4, стенд нагружения эталонных образцов 5, коммутатор аналоговых сигналов 6, цифровые вольтметры средних значений 7 и 11, анализатор спектра 8, измеритель нелинейных искажений 9, детекторы средних значений 10 и 13, линейный масштабный усилитель 12, регистратор 1 , фазометр 15. В цилиндрических образцах (¿/#=6 мм, L= 150 мм), изготовленных из толстостенных обсадных труб, напряжения растяжения-сжатия создавались лабораторным прессом с максимальным усилием до 1,5 т, а в отрезках 146 мм обсадных труб - прессом с усилием до 60 т.

Из других экспериментальных установок, разработанных нами, отметим устройства организации цикла обучения диагностической аппаратуры ИМНТ с помощью генераторов копий и образцов-свидетелей деформационных и токовихревых кинетик [31,32].

Измерительный комплекс диагностики механических напряжений труб ИМНТ. Анализ составляющих магнитной восприимчивости %Р и %s показывает, что на процесс диагностики составляющих тензора напряжений Тп и г22 и остаточной прочности колонн %0П существенную роль оказывают аддитивная и мультипликативная погрешности, обусловленные вариацией прочностных характеристик труб, остаточными напряжениями т0 и температурой Т в зоне контроля. Поскольку трубы бурильного ассортимента относятся к магнитотвер-дым сталям, то аддитивная составляющая, погрешности оценок ти и т22 будет доминирующей по сравнению с мультипликативной составляющей. В результате исследований [29, 34] установлено, что для компенсации вклада аддитивной составляющей помехи целесооб

•N[0,tK)

S(t) -sit)

4 <r k

Рис. 10. Структурная схема алгоритма вычисления деформационных характеристик. разно использовать электрический имитатор опорных эталонных изделий ЭИОЭИ, реализуемый на основе специализированных ППЗУ, параметры настройки которого устанавливаются в цикле обучения. Для отстройки от влияния мультипликативной составляющей помехи необходимо использовать обобщенные параметры вида: рп = (тп - т22^т 'ехР{~ в1 /КТ); Р22 = {и2п - т222 )сг^ • ехр(- в2 /КТ), где а,¡5,е¡,62 - структурно-реологические параметры ОИ, определяемые в цикле обучения регистрирующей системы.

Последовательность аппаратурной реализации алгоритма вычисления основных характеристик технического состояния колонн сводится к следующему (рис.10). Первоначально, по совокупности информативных спектральных составляющих Хаара и Уолша сигналов Б^) измерительного преобразователя определяют оценки прочностных характеристик сгт,сгв и температуры Т в зоне контроля. Считывают с ППЗУ априорную информацию электрического имитатора сигналов-откликов ПИП, позволяющую осуществлять многозвенный цикл обучения регистрирующей системы ИМНТ на представительной выборке труб контролируемого типоразмера с имитацией тех режимов нагружения, вариаций структуры металла, температуры и прочее, которые возможны в реальных условиях эксплуатации колонн. Переходя в дальнейшем к разностным оценкам Б^) - находят оценки обобщенных параметров Ри и Р22, а затем оценки величин тп> г22 и тЭФ. На заключительном этапе определяют величину

Структурная схема измерительного комплекса ИМНТ изображена на рис. 11. Обмен информацией между скважинной СА и наземной НА частями аппаратуры и питание зондового устройства осуществляется с использованием трехжильного кабеля. Блок унифицированных ПИП 4 содержит универсальный погружной преобразователь проходного типа (см.

Рис. 11. Структурная схема диагностического комплекса ИМНТ. рис.8,б) и комплекс накладных преобразователей с двумя намагничивающими и измерительными обмотками, регистрирующими составляющие

9 [Ц«

1* •п-Д- А*

Г2 | а ; —

I М 1 А

1± > «—-.{

15 1 /

1. /7 1 № \ магнитного поля Хр ^ Хб- Контроллер 9 обеспечивает синхронизацию работы унифицированного блока намагничивания 1 и формирователя сигнала намагничивания 2, аналогового коммутатора 5, АЦП 7 и интерфейса 8, управление приемо-передающими устройствами 10, 14, а также дешифрирование команд, поступающих из наземной части комплекса. Для калибровки аппаратуры используется генератор калиброванных сигналов 6. Специализированное ПИЗУ 16 с интерфейсом 15 выполняет роль многофункционального перепрограммируемого имитатора опорных эталонных деталей, считывание информации по параметрам сгв,сгт и Т. Мини-ЭВМ 17 обеспечивает передачу управляющих команд по линии связи Л) через согласующие устройства 11, 12 в контроллер 9, синхронизацию приема измерительной информации, вычисление спектральных составляющих, оценок сгв,сгт,Т и тп,т22, %оп, работу блока регистрации 18. Синхронизация опроса технического состояния колонны и привязка данных по глубине осуществляется датчиком магнитных меток 13. Измерения в скважине проводятся при подъеме зонда, размагничивание колонн при спуске зонда осуществляется блоком размагничивания 3.

НИР комплекса ИМНТ была завершена в 1986 г. макетный образец аппаратуры прошел опробование в лабораторных условиях и модельной скважине. В результате было разработано техническое задание на опытно-конструкторскую разработку комплекса, по которому проводились дальнейшие работы.

4.3. Результаты экспериментальных и скважинных исследований

В результате экспериментальных исследований соискателем совместно с Л.П.Поповым и В.М.Возмителем была разработана методика оценки механических напряжений бурильных труб методом высших гармоник, исследованы зависимости изменения амплитуды и фазы гармоничесских составляющих ЭДС и тока от напряжений сжатия-растяжения для образцов обсадных труб, определены информационные возможности комплекса ИМНТ. Приведем в этой связи некоторые результаты этих исследований.

Выбор информативных характеристик оценки реологических напряжений труб. Осуществлялся по результатам физического моделирования на обучающей выборке образцов (N=30) трубного ассортимента из стали 40ХН шести прочностных групп (Д, К ,Е, Л, М, Р) одного типоразмера (с1вн = 62 мм, ¿/я =73 мм, Ь =0.85 м). Диапазоны изменения прочностных характеристик стТ,ств , твердости Рт и относительного удлинения 5к для обучающей выборки составляли: <7Т =(3,8-6,5)-10" н/м ; сгв =(7,5-11)-10"

8н/м2; Рт =20-40 ед. НЕ.С; 5К -(8-18)%. Трубные образцы подвергались воздействию растягивающих, сжимающих нагрузок и изгибающего момента в диапазоне изменения реологических полей т/стт< 0,85. Измерения осуществлялись методом вихревых токов МВТ на частотах 20, 50, 400 Гц и 1, 3, 10 кГц. В качестве информативных параметров контроля состояния ОИ

РОССИЙСКАЯ государс использовались амплитуды Ап, фазы срп и синфазные А5 и квадратурные А(р гармонических составляющих вторичных ЭДС ПИП, а также спектральные составляющие в базисе Уолша (луа1) и Хаара (Ъаг) при Нт< 15 кА/м.

Сопоставление информационных характеристик механических напряжений в ОИ производилось для трех режимов измерений: 1) использования традиционного метода непосредственной оценки величины т1 абсолютных механических напряжений; 2) применения обобщенных параметров вида сг£ • тI без предварительного исключения аддитивной составляющей помехи; 3) применения обобщенных параметров вида сг£-т(., • с предварительным исключением исключения аддитивной составляющей помехи. Результаты экспериментальных исследований показывают (рис. 12), что наиболее эффективным методом диагностирования реологических полей является третий режим измерений, так как он позволяет поэтапно исключать влияние аддитивной и мультипликативной составляющих помехи оценок 2"г-. При первом режиме измерений наблюдаются выбросы Т}, соизмеримые с абсолютной величиной реологических

Рис. 12. Оценка эффективности методов контроля напряженного состояния труб традиционным способом (а) и при использовании обобщенных параметров деформационных кинетик (б). полей в ОИ (рис. 12,а). При втором режиме измерений погрешности измерения 5 Г- в области сильных реологических полей возрастают из-за трансформации зависимости д>(т^т0). Максимальное уменьшение погрешностей 8тг- отмечается при использовании обобщенных параметров вида Р"* • (3 режим измерений), так как в этом случае величина Рт определяется уровнем остаточных напряжений в ОИ (рис. 12,6). Вместе с тем, оценки прочностных Рт и пластичных Ък характеристик ОИ с достаточной точностью можно диагностировать и первым режимом измерений. Установлена эффективность многопараметрового контроля прочностных и пластичных характеристик ОИ по локальным экстремумам А(ЭК) осциллирующих гармоник в сильных магнитных полях при Нт< 110 кА/м.

Заключение диссертации по теме «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых», Шлеин, Алексей Тимофеевич

34.Результаты исследования механических напряжений для контроля технического состояния обсадных колонн в морских скважинах // Там же. (соавторы Ю.П.Терещенко, В.М.Возмитель, В.В.Демьяненко). С. 64-68.

35.Устройство для исследования технического состояния колонны труб в скважине. А.с.№1518493 с приоритетом от 25.2.1988 (соавторы Л.П.Попов, Ю.П.Терещенко, В.М.Возмитель и др.).

36.Способ настройки дефектоскопа для контроля ферромагнитных труб. А.с.№ 1627969 с приоритетом от 10.10.1988 (соавторы В.М.Возмитель, А.Т.Колесниченко).

37.Датчик каверномера-профилемера. Заявка № 99101390/28(001368) от 22.01.1999 на а.с. (соавтор Ю.П.Терещенко).

38.Исследование параметров зондирующих электромагнитных полей при контроле напряженных участков труб обсадных колонн // Изв. вузов. Северо-Кавказский регион. Естественные науки. 2000, вып. 1 (соавтор

С.И.Дембицкий). С. 122-124.