Такое поведение задержек связано с раскручиванием прибора. Скорее всего писали снизу вверх. Поэтому размах амплитуд от забоя наиболее интенсивный, пока прибор не раскрутился.

Высота подъёма цемента за колоннами какая?

http://tgtoil.ru/technologies/mid-magnetic-imaging-defectoscope/example-2/ остальное возможно......снижение толщины стенки они дают обеих колонн и 245 и 168??

А на первом планшеме D1,D2 - это каверномер? если да, то почему он не среагировал на коррозию, по идее же должно быть увеличение диаметра колонны.

Судя по описанию автора. Между НКТ и эк. колонной диз.топливо было и пакер. Возможно они дают снижение толщины стенки между колоннами, как предположение на такой глубине поверхностные воды и как следствие коррозия (между колоннами стоит вода). Всё остальное это увидеть снижение толщины стенки колонны, через одну из колонн или через НКТ. В первых судя по вашей конструкции это значит 245 и 324 вверху. Почему затрубное пространство заполнено диз.топливом, запись тоже вели после того как сорвали пакер и подняли НКТ с дизтопливом? Возможно уровень дизтоплива в затрубе не до устья, а на какой глубине коррозия НКТ? Я так понял скважина нагнетательная? Конструкция интересная лифта, интересная марка труб не нашёл таких они случайно не экструдированы полиэтиленом изнутри.

Нет у Вас там существенной коррозии.

Про вращение прибора от забоя- все верно сказано, это можно предотвратить, используя груз и шарнир- вертлюг (production swivel joint) в компоновке скважиных приборов. 

Советую записать акц, cast или sectorbond.

"скважина эксплуатационная газовая" -ещё интереснее....кроме пакера между НКТ и колоной ещё что то есть в конструкции лифта. Как глушите если нет... Скважина на суше на море?

anaztazy2006 пишет:

Подскажите пожалуйста верные ли выводы геофизиков? 

Скважина в эксплуатации с 2011 года, достали нкт на нем коррозия. заказали геофизиков провести техосвидетельствование эк (мид, птс4). по результатам обработки дают  в верхнем интервале коррозию (3х колонная конструкция) основываясь на сравнении толщины с фоновым замеров 2011 г. и  по поперечным задержкам мид в нижнем интервале, он так же был перекрыт нкт. Поперечки на мой взгляд вообще странные.  между нкт и эк стоит пакер. нкт заполнено диз топливом. ЭК где не была перекрыта нкт коррозию не выделили. трубы ЭК марки VM-55LTS. 

Добрый день. Немного читал о причинах происхождения коррозии и занимался этим вопросом. Могу сказать следующее. Коррозия ЭК и НКТ может происходить в скважине по двум причинам: 1) наличие воды и СО2 в продукции скважины; 2) наличие Н2S и воды в продукции скважины. По поводу образования коррозии от пластовых вод, могу сказать, что коррозии от данного фактора скорее всего нет, т.к. по нашим данным коррозия будет происходить только, в том случае, если будет наличие вышеперечисленных газов в пластовой воде и при этом будет ее движение относительно скважины. Если скважина между НКТ и ЭК была заполнена диз.топливом, то коррозии на стенках труб вообще не должно быть. Возможно коррозия ЭК происходила из-за движением жидкости между ЭК и промежуточной колонной - переток (хотя этого не должно быть т.к. там должен быть цемент). Не видел интервалы коррозии - могу ошибаться в последнем предположении.

коррозию в какой колонне показывают и на какой глубине? какой процет износа дают?
Если ГИС проводили без НКТ в скважине, то почему не записали ультразвуковой ГИС?
Что показали данные МИД в интервале перфорации? Показали ли чтонибудь вообще, и если да то сколько процетов износ металла?