Авг 16
Здравствуйте коллеги,
Хочу спросить у кого и какой имеется опыт применения электромагнитных дефектоскопов/толщиномеров труб в скважинах (по определению износа металла).
Насколько успешна данная технология - отзывы операторов месторождений о доверии результатам этих ГИС, сравнении с результатами ультразвуковых ГИС (USIT, CAST etc), насколько хорошо отбивают интервалы перфораций, диапазон процентов коррозии и металла износа, насколько данные обработки повторяют аномалии присутствующие на сырых/полевых данных.
Также, есть ли среди операторов кто-то кто своими силами обрабатывает полевые данные подобных ГИС, если да, то поделитесь пожалуйста опытом.
Опубликовано
02 Авг 2016
Активность
4
ответа
4217
просмотров
2
участника
1
Рейтинг
Прибор типа МИД (Магнитно- импульсный дефектоскоп) , он же MTT (Magnetic thickness tool), их "как грязи" в серийном производстве на родине и за её пределами. Качество зависит от количества катушек (приёмных и излучающих), а также их расположения. Принцип работы - регистрируется затухание э/м импульса (eddy current logging), а также фазовый сдвиг (phase shift logging), что зависит в том числе от магнитных свойств материала (магнитная восприимчивость) колонны / нкт. Калибровать можно разными способами (в полевых условиях - по муфтам), в зарубежной практике - калибруют на колоннах одного диаметра, но разной толщины стенки. Принцип интерпретации в отечественной практике сводится к установке сооветсвующих временных задержек на разных каналах. Перфорацию обычно хорошо видно, но это также зависит от магнитных свойств колонны.
Сравнивать если - с CAST бессмысленно, толщину стенки он (CAST) не меряет, с UTT у меня лично нет подобного опыта.
Т.н. "Corrosion logging" обычно включает комбо "метод объёма + метод сечения", где метод объёма (потери массы) это ,MTT или UTT, а метод сечения - это профилемер типа MIT или MAC
Записывали и МИД и МТД (и 2х и 3х барьерный).
В качестве оценки успеха записи прибора, сравнивали его с тем что показывал USIT, (толщина колонны и из нее определяем процент износа металла).
А также что показывает МИД или МТД напротив интервала перфорации. В большинстве случаев практически не совпадает с показаниями USIT (пишится в колонне после извлечения нкт), и напротив перфорации не видно что она есть (т.е дает скажем 5-10 % коррозии и в перфорации и в не ее, то есть перфорация не выделяется на фоне всего интервала записи.
USIT сомнений не вызывает и обычно имеем по нему коррозию ниже пакера (напр. в нагнет.скв) 25-35% в первом барьере (внеш. диаметром колонны 7 дюймов скажем), а МИД прописанный в НКТ, по колонне или ничего не показывает (обработанные данные) или показаывают теже "размазанные" повсему интервалу записи 5-10%. Он (повторюсь, обработанные данные/интерпретация) вообще больше 10-15% как правило не выдает, хотя знаем, что коррозия есть и она большая.
В тоже время просмотрев все 108 полевых кривых бывает что по некоторым из них в интервале перфорации выделяется аномалия каторая затем данными обработки не подтверждается.
Отсюда и просьба на счет как самому обработать данные всех этих МИД, МТД, ЭМДС.
калибровку, помнится они делали непосредственно перед каратажом, подвесив трубу 2-4 м, внешним диаметром примерно 2-4 дюйма и загрузив в него прибор.
Возможно ли обработать MID data в IP? Ну или в экселе, использовав формулы итд?
Все зависит от типа аппаратуры. На устье выполняли скорее всего проверку, а не калибровку. Обычно настраиваются на муфты (выставляют задержку кривых спада на различных каналах), относительно муфт (условно известной толщины) уже рассчитывают толщину "барьеров". Метод требует определённого "искусства" для количественной интерпретации. Упомянутые 108 полевых кривых скорее всего есть нечто иное, как кривые спада на разных каналах, после конволюции с помощью, например, БПФ (FFT). Можно ли что- либо сделать в IP? Ну как минимум, можно загрузить эти кривые спада в виде массива для каждого канала, выполнить деконволюцию и попробовать проанализировать кривые спада. В любом случае, готового workflow в IP нет, придётся все делать вручную на коленке. В 2016 версии Techlog'a появился модуль wellbore integrity, но workflow для MTT/EMTT/EMIT там нет. С чего стоит начать- найдите методическое руководство (инструкцию) к конкретному типу аппатаруры, которым у Вас выполнили работы. Там будет наверняка описана теоретическая часть, аппаратурная часть, метрология, представленное результатов и предварительная обработка в каком- нибудь собственном программном пакете. Исходя из этого уже можно будет "плясать" дальше, запиливая в third-party software собственный воркфлоу.