Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор существующих технологий ИТСС 13
1.1. Интегральные технические средства для ИТСС 17
1.2. Обзор дифференциальных методов ГИС 23
1.3. Аппаратура электромагнитной (магнитной) дефектоскопии 31
Глава 2. Совершенствование метода электромагнитной дефектоскопии интегрального типа 44
2.1. Технология производства труб для нефтегазовых скважин 46
2.2. Анализ магнитных свойств труб для нефтегазовых скважин 56
2.3. Теоретический анализ становления и последующего затухания магнитного поля, получаемого с помощью соленоида, находящегося внутри ферромагнитной трубы 63
2.4. Аппаратурно-методическая реализация метода электромагнитной дефектоскопии - толщинометрии 81
Глава 3. Разработка аппаратурно-методического комплекса для дифференциального измерения состояния металла эксплуатационных колонн методом электромагнитной дефектоскопии 99
3.1. Аналитический расчет компонент вектора индукции магнитного поля 102
3.1.1 Расчет векторного распределения магнитного поля, порожденного постоянными токами при отсутствии ферромагнетиков 102
3.1.2. Расчет для магнитного поля, порожденного постоянными токами в присутствии ферромагнетиков 112
3.2. Аппаратурно-методическая реализация магнитных измерений дифференциального типа в колонне 126
3.2.1. Разработка зондового устройства 126
3.2.2. Изготовление рабочего макета электромагнитного дефектоскопа сканирующего типа и проведение измерений на моделях и скважинах 135
Заключение 146
Библиографический список использованных источников 149
Приложение 161
- Аппаратура электромагнитной (магнитной) дефектоскопии
- Теоретический анализ становления и последующего затухания магнитного поля, получаемого с помощью соленоида, находящегося внутри ферромагнитной трубы
- Аппаратурно-методическая реализация магнитных измерений дифференциального типа в колонне
- Изготовление рабочего макета электромагнитного дефектоскопа сканирующего типа и проведение измерений на моделях и скважинах
Введение к работе
Актуальность темы.
Общей задачей исследования технического состояния скважин (ИТСС) является - получение надежной и качественной информации о техническом состоянии колонн, качестве их цементирования в скважинах различной категории для прогнозирования их безопасной последующей эксплуатации. Исследование технического состояния скважин геофизическими методами проводится на всех этапах их существования: строительства, эксплуатации, капитального ремонта и ликвидации. Полнота и объективность полученных данных определяются конструкцией скважины (наличие насосно-компрессорных труб (НКТ), подземного оборудования, многоколонность, и пр.), скважинными условиями, технологией проведения исследований, применяемым комплексом ГИС и техническими возможностями скважинной геофизической аппаратуры, системностью подхода к измерениям.
Увеличение фонда добывающих скважин с длительным сроком эксплуатации (более 25-30 лет) повышает вероятность техногенного загрязнения окружающей среды обитания человека. Наиболее опасными с точки зрения последствий и вероятности загрязнения окружающей среды являются скважины, в продукции которых имеются сероводородсодержащие компоненты. Недостаток информации о техническом состоянии подземного оборудования нефтегазовых скважин в условиях эксплуатации их с повышенным содержанием сероводорода (например, на Оренбургском газоконденсатном месторождении (ОНГКМ) -более 6%) в добываемом углеводородном продукте может иметь катастрофические последствия для экосистемы в местах нефтегазодобычи.
Эксплуатация подземных хранилищ газа (ПХГ), созданных в истощенных газовых месторождениях, из-за негерметичного подземного оборудования скважин и утечек газа из резервуара ПХГ существенно осложняется. В результате миграции газ попадает в водоносные горизонты терригенных отложений и, скапливаясь в них, приводит к образованию техногенной залежи.
При глубинном источнике формирования зон нефтезагрязнения в зоне дефектных скважин восходящие перетоки флюидов по околоствольному пространству могут носить столь значительные масштабы, что в отдельных случаях сопровождаются прямыми поверхностными нефтепроявлениями и изли-вами минерализованных вод.
Наличие агрессивных сероводородных веществ в продукции скважин способствует корродированию как внутренней, так и наружной поверхности колонн. В случае же возникновения механического напряжения в местах корродирования может происходить коррозионное и сульфидное растрескивание колонн, что приводит к негерметичности подземного оборудования скважин (эксплуатационных колонн, НКТ).
40-летний опыт эксплуатации Оренбургского газоконденсатного месторождения в условиях повышенного водородсодержания показывает, что с увеличением сроков эксплуатации добывающего фонда скважин в них возрастает количество выявленных дефектов эксплуатационных колонн, НКТ и изоляции заколонного пространства.
Таким образом, исследование технического состояния скважин, в том числе выделение дефектов стенок эксплуатационных колонн коррозионного, механического, технологического происхождения, является чрезвычайно важной и актуальной задачей.
В настоящее время для исследования технического состояния скважин используются в основном стандартный ряд модернизированных методов ГИС поколения 80-х годов прошлого века, которые позволяют получать по большей части интегральные и качественные характеристики крепления ствола скважин, а таюке определять интегральные толщины металла колонн.
Для повышения точности определения толщины и вероятности выявления различных дефектов стенок колонн в скважинах необходимо расширять возможности существующих средств измерений, разрабатывать новые технологии геофизических исследований, совершенствовать программно-методические средства процесса регистрации и обработки геофизических данных.
В последнее время разработаны и серийно выпускаются новые виды отечественной геофизической аппаратуры для исследования технического состояния скважин (обсадных колонн): аппаратурно-методический комплекс АМК-2000, акустический телевизор САТ-4, ВАД-12, 24 и 48 - рычажные трубные профилографы. Созданные новые программно-методические средства по исследованию и обработке данных позволяют повысить эффективность геофизических исследований. Однако информационный уровень существующего комплекса технических и программно-методических средств недостаточен для надежного выявления дефектов колонн типа трещин, интервалов коррозии, локальных нарушений, кроме того, акустические методы имеют ограничения в применении (скважинные условия, габариты).
Наиболее перспективным методом для диагностирования обсадных и на-сосно-компрессорных труб является магнитный (электромагнитный) метод, поскольку для этого не требуется механический контакт датчиков с объектом измерения (внутренней поверхностью колонны), при этом могут выявляться перечисленные выше типы дефектов под слоем изоляции и без нее, для метода некритичен состав среды внутри колонны - это может быть газ, нефть, вода или смесь с неограниченным числом фаз. В скважинах со спущенными НКТ единственным информационным методом о состоянии эксплуатационной колонны является электромагнитная дефектоскопия - толщинометрия, т. к. метод электромагнитного зондирования позволяет производить исследование колонн диаметром 52 - 350 мм при диаметре зонда, равном 30 мм. Кроме того, в отличие от радиоактивной толщинометрии, технология электромагнитной дефектоскопии не требует использования радиоактивных источников и поэтому является безопасной в эксплуатации.
Широким фронтом много лет ведется разработка скважинной аппаратуры электромагнитной дефектоскопии в ВНИИГИС (г. Октябрьский) и учрежденных им предприятиях (Даниленко В.Н., Кнеллер Л.Е., Потапов А.П., Миллер А.В. и др.). Эффективность этих разработок подтверждена многолетним практическим опытом использования в различных регионах России.
Однако опыт эксплуатации существующих аппаратурно-методических комплексов электромагнитной дефектоскопии в условиях Оренбургского газоконденсатного месторождения (ОНГКМ) показал, что погрешность определения толщины эксплуатационных колонн и НКТ не всегда укладывается в заявленный диапазон. Кроме того, локальная намагниченность метала труб зачастую искажает расчетную толщину и отображается на ней в виде ложных дефектов. Анализ аппаратурных и методических реализаций (алгоритмов обработки) технологии электромагнитной дефектоскопии для нефтегазовых скважин показал, что для повышения точности измерения толщины необходимо: во-первых, повысить на порядок информативность исходных данных со скважинной аппаратуры; во-вторых, разработать адаптивный (автоматически адаптирующийся под такие изменяющиеся внешние условия, как локальная намагниченность, расцентровка скважинного прибора внутри колонны) алгоритм оперативной обработки данных, характеризующих затухание электромагнитного поля в колонне или НКТ. Кроме того, для выявления вышеуказанных нарушений стенок обсадных колонн и определения их характера (пространственной ориентации) необходимо на основе технологии электромагнитной дефектоскопии интегрального типа разработать аппаратурно-методический комплекс с дифференциальным принципом оценки состояния металла труб.
Цель диссертационной работы - совершенствование контроля технического состояния колонн нефтегазовых скважин методом электромагнитной де-
фектоскопии с использованием последних достижений в области микроэлектроники.
Основные задачи исследований
Изучить основные закономерности распределения и затухания магнитного поля в трубе, изготовленной из ферромагнитного материала с последующей разработкой математической модели для интегрального способа измерения толщины обсадных колонн.
Разработать скважинную аппаратуру электромагнитной дефектоскопии интегрального типа ЭМДС-И (электромагнитный дефектоскоп импульсный), позволяющую получать необходимый для реализации созданной математической модели объем информации о затухании электромагнитного поля в обсадных колонных и НКТ.
Разработать программно-методический комплекс для регистрации данных с аппаратуры ЭМДС-И и для последующей обработки полученной информации с целью определения интегральной толщины стенок исследуемых труб.
На основе результатов математического и физического моделирования, а также полевых исследований комплексом ЭМДС-И, разработать методику дифференциальной оценки целостности стенок обсадных колонн в скважинах электромагнитным методом.
Разработать многоэлементный измерительный зонд (состоящий из магнитных сенсоров) для скважинной аппаратуры СЭМД (сканирующий электромагнитный дефектоскоп), обеспечивающий дифференциальное исследование эксплуатационных колонн с выявлением трещин, мест коррозионного износа, интервалов кумулятивной и сверлящей перфорации.
Разработать программно-методический комплекс, позволяющий регистрировать данные СЭМД и вести обработку полученной информации с представлением результатов исследований в виде кривых для каждого магнитного сенсора, либо цветовой развертки по периметру эксплуатационной колонны, или в виде ее трехмерного изображения.
Методы исследований
Теоретические исследования, математическое моделирование с применением итерационных методов и расчетов на ЭВМ, обобщение и анализ экспериментальных данных, полученных при проведении опытных работ на метрологических моделях обсадных колонн, сопоставление теоретических и экспериментальных данных. Апробация разработанной аппаратуры и методики в производственных условиях на скважинах и оценка эффективности найденных решений путем сопоставления с данными других геофизических методов.
Научная новизна работы
Разработан алгоритм обработки данных интегральной электромагнитной дефектоскопии с возможностью учета магнитной анизотропии металла колонн.
Обоснована необходимость фиксации дополнительной индукции магнитного поля, вызванной только локальной намагниченностью труб в разработанной для производственного применения программно-управляемой аппаратуре электромагнитной дефектоскопии интегрального типа ЭМДС-И с автоматически регулируемым коэффициентом усиления измерительного тракта. Все это дало возможность регистрировать 95 % кривой затухания электромагнитного поля, выявлять и учитывать его неоднородность в колонне, обеспечило точность измерения интегральной толщины колонн в одноколонной конструкции с абсолютной погрешностью ±0.3 мм, в двухколонной конструкции: для внутренней колонны - ±0.5 мм, для внешней - ±1.2 мм.
Впервые разработана методика дифференциальной оценки целостности стенок обсадных колонн электромагнитным методом за счет определения пространственного распределения магнитного поля внутри ферромагнитных труб путем определения направлений (углов) векторов силовых линий магнитной индукции В по всему периметру окружности эксплуатационной колонны.
4. Научно обоснована и разработана скважинная аппаратура электромагнитной дефектоскопии дифференциального типа СЭМД для оценки целостности эксплуатационных колонн, состоящая из многоэлементного (до 192 шт.) измерительного зонда, построенного на датчиках, чувствительных только к направлению магнитного поля, и модуля микро-ЭВМ. Использование высокопроизводительных микропроцессорных средств позволило в реальном времени производить опрос магнитных датчиков, вести первичную обработку данных внутри прибора и передавать оптимальное количество информации по геофизическому кабелю.
Основные защищаемые положения
Аппаратурно-методический комплекс ЭМДС-И, позволяющий оценивать техническое состояние нефтегазовых скважин посредством определения, интегральной толщины стенок колонн в одно- и двухколонной конструкции с учетом неоднородности магнитного поля и выявлять дефекты, связанные с потерей объема металла, соответствующего уменьшению толщины от 0,3 мм и выше на исследуемом участке трубы (протяженность которой равна длине измерительного зонда).
Способ выявления дефектов эксплуатационных колонн за счет определения векторных характеристик магнитного поля.
Аппаратурно-методический комплекс СЭМД, обеспечивающий за счет применения магнитных сенсоров, чувствительных только к направлению магнитного поля, выявление дефектов стенок колонны коррозионного, механического, технологического происхождения вертикальной/горизонтальной протяженностью от 30 мм с шириной раскрытия от 0.5 мм, а также определение их конфигурации.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Аппаратура электромагнитной дефектоскопии позволила повысить точность измерения толщины стенок колонн (с погрешностью ±0.3 мм для одноко-
лонной конструкции, в двухколонной конструкции: для внутренней колонны — ±0.5 мм, для внешней — ±1.2 мм) и увеличить достоверность выявления дефектов за счет регистрации дополнительной электродвижущей силы (э.д.с), вызванной локальной намагниченностью.
Аппаратно-методический комплекс ЭМДС-И, состоящий из скважинной аппаратуры в количестве 5 шт. и программно-обрабатывающего комплекса эксплуатируется в НПФ «Оренбурггазгеофизика» на протяжении 5 лет, исследовано более 300 скважин.
Сканирующий электромагнитный дефектоскоп СЭМД обеспечивает дифференциальную оценку состояния металла обсадных колонн, выявление в них различных дефектов, их конфигураций и представление их в виде 2D и 3D изображения. Информация о целостности стенок эксплуатационных колонн позволяет предотвращать возникновение аварийных ситуаций в нефтегазовых скважинах.
Технология электромагнитной дефектоскопии дифференциального типа в составе скважинного макета сканирующего электромагнитного дефектоскопа СЭМД и программно-обрабатывающего комплекса проходит испытания на скважинах в условиях производственного процесса.
Апробация работы
Результаты работ по теме диссертации докладывались на Международной научно-технической конференции: Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. (Оренбург - 2002 г.), на Международной научно-технической конференции: Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. (Оренбург - 2004 г.), на Международной научно-технической конференции: «Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения» (Оренбург - 2007 г.), на Международной научно-технической конференции: Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред (Орен-
бург - 2008 г.), на научно-практической конференции «Новая техника и технология для геофизических исследований скважин» (Уфа - 2008 г.).
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе 12 работ в изданиях, рекомендованных ВАК.
В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, проведение теоретических исследований, анализ и обобщение полученных результатов.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, 3 глав, заключения и одного приложения. Текст изложен на 162 страницах, включая 41 рисунок, 6 таблиц, список использованных источников из 106 наименований.
Аппаратура электромагнитной (магнитной) дефектоскопии
Не смотря на достаточно широкий спектр аппаратных и программно-методических средств отечественного производства, применяемых для диагностирования технического состояния нефтегазовых скважин /35/, к настоящему моменту актуальными и наиболее проблемными по-прежнему остаются следующие задачи исследования технического состояния колонн в скважинах: выделение коррозионных зон, мест дефектов и их характера (тип дефекта, пространственная ориентация дефекта, его глубина) размерами менее 20 мм в эксплуатационной колонне; диагностирование колонн через НКТ в действующих скважинах и технических колонн через эксплуатационную при КРС; определение остаточной дифференциальной толщины эксплуатационной колонны (согласно Методике /19/ и критериям первого уровня при эксплуатации в сероводородсодержащих средах изменение толщины стенки трубы не должно превышать 5%); выявление зон перфорации, полученных при помощи кумулятивных ЗЭг рядов со сниженным фугасным воздействием.
Реализация этих задач сопряжена со многими трудностями, в некоторых случаях необходимо соблюдение взаимоисключающих условий. Электромагнитное (магнитное) зондирование эксплуатационных колонн позволяет решить эти задачи исследования технического состояния нефтегазовых скважин. Технологичность и безопасность применения метода электромагнитной дефектоскопии дает возможность проводить исследования практически при любой конструкции подземного оборудования /36/ скважин с проходным диаметром от 52 мм до 350 мм. Существует только одно условие - эксплуатационные колонны и НКТ должны быть изготовлены из ферромагнитного материала (любых сплавов стали).
В настоящее время применяется достаточное количество отечественных и зарубежных модификаций аппаратурно-методических средств для дефектоско пии эксплуатационных колонн и ЕКТ, основанных на измерении изменения значений напряженности (индукции) электромагнитного поля в металле колонн. В таблице 2 показан перечень отечественной и зарубежной аппаратуры электромагнитной (магнитной) дефектоскопии, указаны диаметры скважинных приборов и диаметры исследуемых труб. Также приведены такие характеристики, как скорость каротажа, возможность исследования действующих скважин (Таблица 1.2-2 столбец) и возможность исследования одной или двух колонн (Таблица 1.2 - 6 и 7 столбцы). К примеру, аппаратура АМИД-42 имеет диаметр 42 мм, предназначена для исследования труб диаметром 63-250 мм при скорости каротажа 150-600 м/ч. Возможно исследование действующих скважин (незаглушенных скважин), определяется толщина и выявляются дефекты, как первой, так и второй (внешней) колонн.
В России для проведения геофизических исследований наиболее широко используется следующая аппаратура электромагнитной дефектоскопии : МИД- Газпром /24,25/, в ЗАО НПФ «ГИТАС» г. Октябрьск на основе разработок д.т.н. В.А. Сидорова; ЭМДС-ТМ-42 разработанная также в ОАО НЛП «ВНИИГИС» под руководством д.т.н. В.К. Теплухина и к.г-м.н. А.В. Миллера.
Электромагнитные дефектоскопы-толщиномеры ЭМДС-ТМ-42 и МИД -Газпром, - используются для выделения конструктивных элементов (башмаков НКТ, разрывных нарушений колонн, фильтров) и оценки средних значений толщины колонн. Аппаратура предназначена для измерения толщины в одноколонной конструкции скважины с погрешностью ±0.5 мм в диапазоне от 5 до 15 мм при диаметре колонн от 62 до 245 мм и имеет сходные характеристики по измерению толщины с аппаратурой СГДТ-3. Метод электромагнитной дефектоскопии позволяет проводить инспекционное обследование эксплуатационной колонны через НКТ без остановки эксплуатации скважины /38/, погрешность определения толщины при этом составляет ±1.5 мм. Дефектоскопы ЭМДС-ТМ-42, МИД — Газпром согласно технической инструкции позволяют обнаруживать продольные трещины длиной от 70 мм и более, поперечные трещины длиной от 1/3 периметра окружности колонны.
Рассмотрим более детально конструктивные особенности аппаратуры ЭМДС-ТМ-42 и МИД-К «Газпром».
Конструктивной особенностью прибора ЭМДС-ТМ-42 /21/ является то, что в приборе расположены три зонда: большой осевой, малый осевой и поперечный зонды которые разнесены на расстояние 60 см друг от друга, Прибор имеет цифровую телеметрию, информация со скважинного прибора имеет следующий состав: 9 каналов - соответствуют 9 точкам с кривой большого осевого зонда; 5 каналов — 5 точек с кривой малого зонда; 4 канала - 4 точки с кривой поперечного зонда. Несмотря на наличие трех различных зондов имеется дефицит информации с зондов, не позволяющий, к примеру, учитывать неоднородность магнитного поля эксплуатационных колонн.
Прибор МИД-К «Газпром» имеет в своем составе осевой зонд и два поперечных зонда. С осевого зонда сигнал снимается в виде 4-х блоков данных. Каждый блок состоит из 42 цифровых слов, характеризующих кривую затухания электромагнитного поля с определенным коэффициентом усиления. В последнем варианте этой аппаратуры осевой зонд представлен тремя блоками по 54 цифровых слова. При этом способе увеличении динамического диапазона, в блоке с максимальным коэффициентом усиления теряется информация на ближних временах, в данном случае информативны только последние 9-15 точек из 42. Данная конструкция обеспечивает получение большего количества информации с кривой затухания электромагнитного поля, чем в случае с прибором ЭМДС - ТМ42, однако отсутствие малого осевого зонда нивелируют некоторые преимущества этого прибора.
Теоретический анализ становления и последующего затухания магнитного поля, получаемого с помощью соленоида, находящегося внутри ферромагнитной трубы
Проанализируем магнитное иоле соленоида, поскольку для электромагнитной дефектоскопии используется измерительный зонд, выполненный в виде соленоидальной катушки. Сначала рассмотрим статическое магнитное поле для стационарного тока.
Соленоид - это длинная катушка иэ проводника, намотанного на цилиндрический каркас, внутри которого в нашем случае находится магнитоттро-водящая среда (ферритовый сердечник) с магнитной проницаемостью /и. Рассмотрим соленоид (рис. 2.3) длиной / и диаметром d, имеющий N витков, по которому течет ток 7. Длину соленоида считаем во много раз больше, чем диаметр его витков (/ d), т. е. рассматриваемый соленоид достаточно-длинный. Магнитное поле соленоида (рис. 2.3) внутри соленоида поле является однородным, ъне соленоида—неоднородным и очень слабым.
Для расчета значений напряженности магнитного поля внутри соленоида и снаружи воспользуемся теоремой о циркуляции. Циркуляция напряженности магнитного поля по контуру, окружающему любую систему токов, пропорциональна алгебраической сумме этих токов: Нdl - скалярное произведение векторов RVLCEL Рассмотрим па рис. 2.3 замкнутый контур, проходящий внутри соленоида, например совпадающий с одной из линий Н. Каждая линия обязательно проходит как внутри соленоида, так и вне его. Подавляющее число линий вне соленоида проходит на расстоянии от него порядка длины соленоида /, т» е. через перпендикулярную к соленоиду площадку порядка я12/5%/. Внутри соленоида эти же линии проходят через площадь ттг2 {г - радиус соленоида). Напряженность равна числу линий, проходящих через единичную площадку, поэтому внутри со-леноида напряженность больше, чем вне его, в J раз.
Циркуляция внутри соленоида равна HI, поскольку Н внутри соленоида почти постоянна. Следовательно, напряженность магнитного поля внутри соленоида в системе СИ будет равна:
Таким образом, напряженность поля в длинном соленоиде равна числу ампер-витков, приходящихся на метр. Следует заметить, что напряженность магнитного поля (2.5) будет соответствовать середине оси соленоида - точка 0 (рис. 2.3). В точках оси, совпадающих с концами соленоида достаточно длинного со-леноида, напряженность магнитного поля будет равна:
Ток, протекающий по контуру, создает магнитный поток Ф, пронизывающий площадь контура S. Другими словами магшггным потоком Ф через данную поверхность называется число линий вектора В, пересекающих эту поверхность. Полный поток через любую поверхность 8 равен скалярному произведению вектора В на вектор S, модуль которого равен площади S этой поверхности, а направление совпадает с направлением нормали п к поверхности:
Если вектор В всюду нормален к поверхности и имеет постоянное значение во всех ее точках, магнитный поток равен просто
А поскольку В =/іцоН, из (2.5) следует, что магнитная индукция В поля, создаваемого током, пропорциональна этому току I: В I , т.е. из теоремы циркуляции выводится закон Био — Савара —Лапласа. Следовательно поток Ф пропорционален току в контуре: Ф В I. Введем коэффициент пропорциональности Д тогда молено записать где коэффициент пропорциональности L называется индуктивностью контура:
Здесь fto - магшггная постоянная, ju — относительная магнитная проницаемость среды, г - радиус-вектор, проведенный го элемента ей контура в элемент dS поверхности S, ограниченной этим контуром, индекс п означает тфоекциго на нормаль к элементу dS 1591. Из формулы (2.9) следует, что индуктивность контура - это такой магнитный поток, который пронизывает контур при протека-нии по нему тока в 1 А. Индуктивность контура в общем случае зависит только от геометрической формы контура, его размеров и магнитной проницаемости той среды (а также её геометрии), в которой он находится. /58, 60, 61/. Единица измерения индуктивности - Гн (генри). 1 Гн (генри) - индуктивность такого контура, магнитный поток которого при токе в 1 А равен 1 Вб: 1 1 н = 1 Вб/А = I В с/А. Другими словами, это означает, что один генри - это индуктивность такого контура, в котором при изменении тока на 1 А за г сек. индуктируется з.д.с. в 1 В.
При исследовании эксплуатационных колонн и НКТ методом электромагнитной дефектоскопии для измерения толщины индуктивность зонда (ка тушки) используется в качестве базового параметра в силу вьппеперечисленных причин (зависимость от геометрии электропроводящего контура и, следовательно, от геометрии магнитопроводящей среды).
Если тго соленоиду пропустить ток, то в одном нитке возникает магнитный поток Ф — BS или Тогда поток, пронизывающий все витки соленоида = ЫФ, называется по-токосцеплением и будет равен: Следовательно, индуктивность соленоида будет равна/, = WI9 то есть: или:
В данном случае и веліїчипа, характеризующая магнитные свойства материала, используемого для сердечника катушки. Если взять тот же соленоид без сердечника и пропустить через него ток /. то магнитный поток или потокосцеп-ление Wo будет меньше на величину ц:
Увеличение магнитного потока через соленоид, и соответственно усиление магнитного поля при введении в него сердечника (в данном случае материалом сердечника является феррит) обуславливается тем, то к маптиткому потоку, создаваемому током в обмотке соленоида, добавляется магнитный поток, создаваемый совокупностью ориентированных амперовых молекулярных токов в самом сердечнике /62/. На основании соотношения (2.6) следует, что увеличение потока Фъц раз означает, что магнитная индукция В в ферритовом сердечнике в /л раз больше индукции В0 в случае отсутствия сердечника. А поскольку материал исследуемых труб (различные марки сталей) также способен усиливать магнитный поток, это в свою очередь оказывает влияние на значение индуктивности системы, состоящей из соленоида и соответствующего участка эксплуатационной колонны или НКТ.
Аппаратурно-методическая реализация магнитных измерений дифференциального типа в колонне
После расчета в 3.1 компонент вектора магнитной индукции, необходимо выбрать датчики магнитного поля, устанавливаемые вокруг соленоида на расстоянии, соответствующему положению расчетной точки Р на рис. 3.4.
На рис. 3.10 изображен фрагмент предполагаемого расположения соленоида и датчиков магнитного поля внутри трубы в плоскости R Z. Компоненты магнитного поля рассчитываются таким образом, чтобы угол а 45 (рис. 3.10). Это необходимо для того, чтобы обеспечить диапазон измерения угла наклона силовых линий, исходя из расстояния от датчика до стенки трубы. Как видно из рисунка и в соответствии с (3.35) вектор магнитной индукции В для тока соленоида имеет две проекции.
Если поместить вещество с очень высокой магнитной проницаемостью (в данном случае - металл обсадной колонны) во внешнее магнитное поле (поле соленоида), силовые линии этого поля будут стремиться расположиться нормально к поверхности тела (рис. ЗЛО). /95/. Следовательно, угол а зависит от расстояния между соленоидом и внутренней поверхностью трубы. Таким образом, угол а является функцией расстояния. Как отмечалось в Главе 2, силовые линии магнитного поля стремятся по возможности идти через вещество с более высокой магнитной проницаемостью (через металл труб, а не через техническую воду или буровой раствор). На оснований-уравнений (3.39), (3.40) и (3.41) магнитная проницаемость может быть разной даже внутри ферромагнитного вещества. Следовательно, угол а также зависит от структурного состояния металла трубы? т.е. наличия или отсутствия дефектов.
Исходя из поставленной задачи, нужно выбрать датчики магнитного поля, реагирующие на угол наклона силовых линий индукции магнитного поля. Рассчитанные компоненты вектора магнитной индукции позволят подобрать тип сенсоров, соответствующих условиям измерений. Также следует отметить, что поскольку В является соленоидальным полем и выражается через ротор векторного потенциала А (3.4), применение таких датчиков позволяет вычислять значение составляющей магнитной индукции для тока в соленоиде в процессе измерений (при калибровке # немагнитной среде). В уравнении (3.17) интеграл, по контуру J«l sma будет определяться из угла а, измеряемого датчи ком. Более того, учитывая (3.26) выражение (3.36) можно записать следующим образом: сенсором углом а. Таким образом, этот угол будет являться результирующим интегрального воздействия всего соленоида в случае отсутствия ферромагнитной среды. Аналогичным образом для случая наличия ферромагнитной среды уравнения (3.62) и (3.63) могут быть преобразованы по зависимости от угла р (рис. 3.9).
В данном случае в качестве датчиков магнитного поля можно применить высокотехнологичные GMR (Giant Magneto-Resistive, гигантский магниторези-стивный эффект или свойство сверхмагниторезистивности) датчики, которые чувствительны только к изменению направления магнитного поля (изменению угла между направлением магнитного поля и нормалью к поверхности магнитного преобразователя) и нечувствительны к его напряженности. При их использовании допускается большой воздушный зазор (до 50 мм) между поверхностью датчика и анализируемой поверхностью, так же эти датчики магнитного поля этого вида обладают постоянным температурным коэффициентом.
У таких сенсоров GMR-эффект возникает вследствие квантовых свойств электронов, которые имеют такую характеристику, как "спин". Спин электронов может иметь только два направления - вверх и вниз. Электроны проводимости со спином, направление которого совпадает с направлением магнитного поля внутри GMR - среды, испытывают меньшее сопротивление при движении и имеют большую свободу перемещения, чем электроны со спином, ориентированным против внутреннего магнитного поля, которые испытывают большее сопротивление при движении и чаще сталкиваются с атомами среды (рис. 3.11).
В первом случае электрическое сопротивление среды будет меньше, чем во втором. На этом эффекте и построена работа GMR - сенсора /96/. GMR-сенсор состоит из четырех тонкопленочных (толщиной 1-5 нм) слоев (рис. 3.12): чувствительного (sensing layer), - иногда его называют свободным (free) слоем; сделан из железоншселевого сплава; в нем электроны могут свободно менять свою ориентацию; проводящего (conducting spacer) - изготовлен из ненамагничиваемого материала, а именно меди; необходим для уменьшения взаимного магнитного влияния соседних слоев; фиксирующего (pinned layer) - состоит из кобальта; магнитная ориентация постоянная;
Изготовление рабочего макета электромагнитного дефектоскопа сканирующего типа и проведение измерений на моделях и скважинах
С целью проведения измерений разработанным зондовым устройством дифференциального типа в моделях эксплуатационной колонны при непосредственном участии автора был создан, макет скважинного прибора. В изготовленной измерительной системе расстояние г (рис. 3.15) принято равным 35 мм.
Принципиальная электрическая схема прибора была разработана и изготовлена на базе современных микропроцессорных средств.
Скважинный макет содержит измерительную систему 1 с N датчиками магнитного поля (рис. 3.16) расположенными равномерно вокруг соленоида, по периметру круга (измерительный зонд - рис. 3.15, рис. 3.3), выходы которых подключены к входу аналогового коммутатора 2, выход которого подключён ко входу прецизионного дифференциального усилителя 3, второй вход которого соединён с нулевой точкой, выход прецизионного дифференциального усилителя подключен ко входу аналого-цифрового преобразователя 4, выход которо го подключен ко входу микропроцессорного устройства 5, соединенного с оперативной: памятью 6 двунаправленной линией связи, а также подключенного к модулю телеметрии и согласования с геофизическим кабелем 7 (рис. 3.16).
Измерительное устройство для магнитной дефектоскопии /98/ работает следующим образом. Измеренный угол вектора магнитной индукции преобразуется датчиками измерительной системы 1 в определенное значение э.д.с, пропорциональное углу индукции. Далее полученные сигналы поступают на аналоговый коммутатор 2, коммутирующий N параллельных каналов к прецизионному дифференциальному усилителю 3, где производится его нормализация, после чего сигнал преобразуется в цифровой код аналого-цифровым преобразователем 4. Затем цифровой сигнал записывается микропроцессорным устройством 5 в оперативную память 6, после чего производится анализ полученных данных. Проанализированный сигнал передается на модуль телеметрии и согласования с геофизическим кабелем 7, после чего преобразуется в формат Манчестер П и далее передается через геофизический кабель на цифровой регистратор.
Первичный анализ сигналов с магнитных сенсоров ведется в скважинном макете при помощи специальной программы /99/.
Процесс коммутации магнитных датчиков означает сканирование сенсоров магнитного поля, расположенных по периметру соленоида, а значит и по периметру эксплуатационной КОЛОННЬЇ /100/. На основании этого аппаратура данного типа получила название сканирующего электромагнитного дефектоскопа (СЭМД).
Также при участии автора была разработана программа регистрации данных скважинного макета сканирующей электромагнитной дефектоскопии, позволяющая регистрировать данные по глубине исследования в обсадных колоннах нефтегазовых скважин /101,102/.
Для обработки и визуализации результатов измерения аппаратурой СЭМД автором совместно со специалистами НИИГТ ЫПФ «Оренбурггазгеофи-зика» разработан программно-методический комплекс. Программа позволяет визуализировать данные сканирующей электромагнитной дефектоскопии в трех видах: силовых линий, плоской цветовой развертки и 3D с возможностью цветовой градации /102/. Приведенные ниже результаты исследований на моделях (рис. 3.17, 3.18, 3.19, 3.20, 3.21) и скважинах выполнены с помощью вышеперечисленных программных комплексов.
На скважинном макете измерительного устройства в.процессе разработки измерительной системы были проведены испытания в моделях эксплуатационных колонн нескольких (трёх) токовых контуров для получения соответствующих напряженностей магнитного поля. Произведён анализ распределения силовых линий индукции магнитного поля на I, II и Ш участках кривой намагничивания (рис. 3.5). Замеры производились в модели эксплуатационной колонны диаметром 148 мм и толщиной 8 мм с искусственно созданными дефектами (рис. 3.17, г). Фактическое расстояние от датчиков магнитного поля до внутренней поверхности трубы в этом случае (с учетом г =35 мм) составляет 31 мм. Целью этого моделирования являлось проверка теоретических выводов, изложенных в ЗД.2 и определение режима наиболее эффективного выявления дефектов. На рис. 3.17 представлены результаты измерений прибором СЭМД с тремя различными напряженностями магнитного поля - 14 кА/м, 31 кА/м, 47 кА/м. Поэтому изменение напряженности достигалось путем изменения параметров соленоида, являющегося в данном случае источником стационарного магнитного поля. Следует отметить, что указанные значения напряженности магнитного поля - рассчитаны по (2.5) /гл. 2/ для самого соленоида. Для эксплуатационной колонны среднее значение напряженности будет меньше и определяется из выражения (2.32) /гл. 2/. Поэтому напряженность 14 кА/м для металла трубы будет соответствовать участку I (рис. 3.5). Соответственно, 31 кА/м - участку II 47 кА/м - началу участка Ш. Силовые линии магнитной индукции покажем в виде карты их распределения по периметру эксплуатационной колонны, как показано на рис. 3.1. Из рисунка (рис. 3.17, а) видно, что при значении 14 кА/м, когда начальная магнитная восприимчивость обусловлена поворотом вектора намагниченности J на небольшой угол, выявляются только достаточно крупные и «удобно выявляемые» дефекты - сквозной продольный пропил размерами (ширина х длина) 5 х 200 мм и сквозной пропил под углом размерами 5 х 50 мм. Искривление силовых линий на рисунке соответствует местам расположения дефектов, при этом также возможно определение ориентации дефектов.
