RU2523603C2 - Способ и установка для удаления двойной индикации дефектов при контроле труб по дальнему полю вихревых токов - Google Patents
Способ и установка для удаления двойной индикации дефектов при контроле труб по дальнему полю вихревых токов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2523603C2 RU2523603C2 RU2012102933/28A RU2012102933A RU2523603C2 RU 2523603 C2 RU2523603 C2 RU 2523603C2 RU 2012102933/28 A RU2012102933/28 A RU 2012102933/28A RU 2012102933 A RU2012102933 A RU 2012102933A RU 2523603 C2 RU2523603 C2 RU 2523603C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- receiving
- frames
- frame
- signal
- pipe
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 title abstract description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 33
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000007547 defect Effects 0.000 claims description 16
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 13
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 6
- 230000005294 ferromagnetic effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000005355 Hall effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 description 19
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 14
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 10
- 230000004044 response Effects 0.000 description 10
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 8
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 3
- 238000005316 response function Methods 0.000 description 3
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000009659 non-destructive testing Methods 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 208000025865 Ulcer Diseases 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000006748 scratching Methods 0.000 description 1
- 230000002393 scratching effect Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000003746 surface roughness Effects 0.000 description 1
- 230000036269 ulceration Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N27/00—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
- G01N27/72—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables
- G01N27/82—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables for investigating the presence of flaws
- G01N27/90—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables for investigating the presence of flaws using eddy currents
- G01N27/9013—Arrangements for scanning
- G01N27/902—Arrangements for scanning by moving the sensors
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/08—Measuring diameters or related dimensions at the borehole
- E21B47/085—Measuring diameters or related dimensions at the borehole using radiant means, e.g. acoustic, radioactive or electromagnetic
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/003—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by analysing drilling variables or conditions
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
- G01B7/00—Measuring arrangements characterised by the use of electric or magnetic techniques
- G01B7/02—Measuring arrangements characterised by the use of electric or magnetic techniques for measuring length, width or thickness
- G01B7/06—Measuring arrangements characterised by the use of electric or magnetic techniques for measuring length, width or thickness for measuring thickness
- G01B7/10—Measuring arrangements characterised by the use of electric or magnetic techniques for measuring length, width or thickness for measuring thickness using magnetic means, e.g. by measuring change of reluctance
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N27/00—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
- G01N27/72—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables
- G01N27/82—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables for investigating the presence of flaws
- G01N27/90—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables for investigating the presence of flaws using eddy currents
- G01N27/9046—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables for investigating the presence of flaws using eddy currents by analysing electrical signals
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N27/00—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
- G01N27/72—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables
- G01N27/82—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables for investigating the presence of flaws
- G01N27/90—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables for investigating the presence of flaws using eddy currents
- G01N27/9073—Recording measured data
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N27/00—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
- G01N27/72—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables
- G01N27/82—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables for investigating the presence of flaws
- G01N27/90—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating magnetic variables for investigating the presence of flaws using eddy currents
- G01N27/9073—Recording measured data
- G01N27/9086—Calibrating of recording device
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Immunology (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Pathology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Electrochemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Magnetic Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к измерительной технике. Сущность: устройство обнаружения дальнего поля вихревых токов вводится в цилиндрические трубы и перемещается по ним. Устройство может быть использовано для измерения толщины трубы и содержит излучающую рамку и множество симметрично расположенных приемных устройств по противоположным сторонам излучающей рамки, схему для возбуждения излучающей рамки, схему для приема сигнала от каждого приемного устройства и для обработки указанного сигнала с исключением двойной индикации дефектов. Сигнал является свернутым сигналом, пропорциональным толщине трубы вблизи каждого из приемных устройств. Множество симметрично расположенных приемных устройств представляют собой две пары рамок. Каждая пара расположена по каждую сторону излучающей рамки на расстоянии L1=k1×dz и L2=k2×dz, где k1 и k2 не имеют общего делителя и dz является длиной шага вдоль продольной оси установки. Удаление ложных дефектов из измерений содержит определение линейной комбинации сигналов множества симметрично размещенных приемных рамок. Технический результат: возможность удаления ложных артефактов. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 8 ил., 1 табл.
Description
Предпосылки создания изобретения
Данное описание относится к способу и установке для обнаружения коррозионных потерь в скважинных трубах, и эти способ и установка относятся к удалению двойной индикации дефектов, возникающей в результате изменения геометрии трубы, при выполнении неразрушающего контроля таких труб по дальнему полю вихревых токов.
Введение и предшествующий уровень техники
На фиг.1 схематично показаны местоположение углеводородной скважины на суше и наземное оборудование SE над углеводородным геологическим пластом CF после выполнения операции бурения ствола WB скважины, после спуска обсадной колонны CS и после выполнения работ по цементированию для герметизации кольцевого пространства СА (то есть пространства между стволом WB скважины и обсадной колонной CS).
Обычно обсадная колонна содержит множество обсадных труб, при этом две обсадные трубы соединены друг с другом муфтой обсадной колонны. Обсадная колонна стабилизирует ствол скважины.
Обсадная труба представляет собой отрезок стальной трубы, обычно длиной около 13 м или 40 футов с внешним резьбовым соединением (наружной резьбой) на каждом конце. Обсадные трубы собирают, чтобы образовать обсадную колонну с длиной и параметрами, соответствующими стволу скважины, в который ее устанавливают.
Муфта обсадной колонны представляет собой короткий отрезок трубы с внутренней резьбой, используемый для соединения двух обсадных труб. Получающееся соединение должно обеспечивать соответствующую механическую прочность, позволяющую спускать обсадную колонну и цементировать на месте. Кроме того, муфта обсадной колонны должна обеспечивать достаточную гидравлическую изоляцию при расчетных условиях, определяемых режимами внутреннего и внешнего давления и характеристиками флюида.
Обсадную колонну можно изготавливать из нелегированной углеродистой стали, нержавеющей стали или другого материала, чтобы она выдерживала различные силы, такие как сминающие, разрывающие и растягивающие, а также химически агрессивные флюиды. Тем не менее в агрессивной среде обсадная колонна может подвергаться воздействию коррозии, которая может сказываться на ее функциональных возможностях.
На этой стадии можно выполнять скважинные каротажные работы. Скважинные каротажные работы служат для измерения различных параметров углеводородного геологического пласта возле скважины (например, удельного сопротивления, пористости и т.д. на различных глубинах) и в стволе скважины (например, температуры, давления, типа флюида, расхода флюида и т.д. на различных глубинах). Такие измерения выполняют каротажным прибором TL. Обычно каротажный прибор содержит по меньшей мере один датчик (например зонд удельного сопротивления, механический зонд, зонд нейтронного гамма-каротажа, акселерометр, датчик давления, датчик температуры и т.д.) и измеряет по меньшей мере один параметр. Он может включать в себя множество одинаковых или разных датчиков, чувствительных к одному или нескольким параметрам. С помощью кабеля LN каротажный прибор перемещают вверх и вниз в буровой скважине для сбора данных о различных параметрах. Кабель может быть механическим кабелем, электрическим кабелем или электрооптическим кабелем, содержащим волоконную линию, защищенную от потенциальной агрессивной среды, существующей в стволе скважины. По механическому, электрическому или электрооптическому кабелю электрические сигналы или оптические сигналы передаются с каротажного прибора к наземному блоку.
Каротажный прибор можно также развертывать внутри ствола скважины с помощью подходящего наземного оборудования, которое может включать в себя транспортное средство SU и подходящую развертывающую систему, например каротажный кабель, или нагнетательную буровую установку, или что-либо подобное, все хорошо известные средства в этой отрасли. Данные, относящиеся к углеводородному геологическому пласту или к стволу скважины, собираемые каротажным прибором, могут передаваться в реальном времени на поверхность, например на транспортное средство, снабженное соответствующим компьютером и программным обеспечением для сбора и анализа данных. В частности, при таком применении каротажный прибор TL может содержать прибор контроля обсадных труб для осуществления обнаружения коррозии обсадной колонны.
На фиг.1 также схематично показан увеличенный вид части обсаженного ствола скважины, в которой прибор TL содержит прибор контроля обсадных труб. Прибором контроля обсадных труб можно обнаруживать положение, форму и размер зоны CR коррозии, затрагивающей звено 10 обсадных труб. С прибора TL результаты измерений доставляются к наземному оборудованию по соединительной линии LN. Благодаря корреляции этого обнаружения с измерениями глубины, выполняемыми прибором TL, надлежащий прибор можно спускать вниз по стволу скважины для выполнения соответствующей ремонтной обработки (например химической обработки, наложения накладки, замены обсадной трубы или выполнения аналогичного) для упрочения корродированной обсадной трубы 10.
Прибор контроля обсадных труб может быть механическим каверномером, ультразвуковым прибором или электромагнитным прибором. Механический каверномер содержит множество пальцев для измерения внутренней геометрии обсадной колонны. Механические каверномеры не могут использоваться для определения толщины обсадной колонны, не могут отличать неметаллические отложения на обсадной колонне от самой металлической обсадной колонны и могут инициировать коррозию путем образования царапин на поверхности обсадной колонны. Ультразвуковые приборы измеряют время пробега акустического импульса между излучением прибором, отражениями на внутренней и внешней поверхностях обсадной колонны и приемом обнаружителем акустической волны в приборе. Ими можно измерять внутренний диаметр, а также толщину обсадной колонны. Ультразвуковой прибор нельзя использовать при транспортировке по обсадной колонне смеси флюидов, содержащей определенное количество газа относительно жидкости, а при наличии шероховатости поверхности, которая обычно возникает на корродированной обсадной колонне, отраженные сигналы ухудшаются.
Электромагнитный прибор представляет собой прибор неразрушающего контроля обсадных труб. Он может быть основан на принципе рассеяния магнитного потока, принципе вихревых токов или на сочетании их. Электромагнитный прибор является нечувствительным к непроводящим отложениям и может работать независимо от характера смеси флюидов, втекающей в обсадную колонну.
Электромагнитный прибор, основанный на принципе рассеяния магнитного потока, обычно используют для обнаружения локализованного дефекта в ферромагнитных трубах. Этот прибор обычно воздействует на обсадную колонну сильным статическим магнитным полем. Вследствие ферромагнитных свойств обсадной колонны магнитный обратный поток в основном удерживается внутри металлической обсадной колонны. При наличии разрывов в металле, таких как изъязвления и отверстия, вызванные коррозией, магнитный поток рассеивается из массы металла и может обнаруживаться соответствующими магнитными датчиками, такими как рамки, зонды Холла или магниторезистивные датчики. Для ознакомления с развертыванием датчиков на основе эффекта Холла см. патент США №6924640 (Fickert et al.), выданный 2 августа 2005 года. Чтобы получать достаточную чувствительность и обеспечивать количественные измерения, для основанного на рассеянии магнитного потока прибора требуются сильные магнитные поля и хорошая связь потока с контролируемой массой. Это влечет за собой непосредственную близость источника магнитного поля к внутренней поверхности обсадной колонны. За дальнейшим описанием этого способа можно обратиться к патенту США №3940689 (Johnson), выданному 24 февраля 1976 года, в котором рассматривается основанное на рассеянии магнитного потока и вихревых токах измерительное устройство, и этот патент включен в данную заявку путем ссылки для дальнейшего пояснения предпосылок создания этого изобретения. В комбинациях обсадных колонн и насосно-компрессорных труб, используемых в углеводородных скважинах, часто имеются трубы различных диаметров, что приводит к необходимости иметь достаточно сильный и хорошо связанный магнитный поток, который трудно поддерживать. Кроме того, основанные на рассеянии магнитного потока приборы не пригодны для измерений постепенно утончающихся труб.
Электромагнитный прибор, основанный на принципе вихревых токов, хорошо подходит для измерения внутреннего диаметра и толщины стенки ферромагнитной металлической обсадной колонны. См., например, патент США №4292588 (Smith), выданный 29 сентября 1981 года, в котором описывается основанное на вихревых токах измерение скважинных труб с рассмотрением рамок для определения толщины. В этом приборе переменный ток возбуждается в излучающей рамке, выполненной с возможностью наведения вихревых токов в окружающей проводящей обсадной колонне, и наводимое напряжение измеряется на отдельной приемной рамке. Как вариант прибором можно измерять импеданс излучающей рамки. На трансимпеданс оказывают влияние магнитная проницаемость (µ), электрическая удельная проводимость (σ) обсадной колонны и внутренний диаметр близлежащей обсадной трубы. В случае электромагнитного прибора, в котором применяются достаточно низкие частоты и разнесение рамок на большое расстояние, измерение трансимпеданса используют для получения отношения толщины d стенки обсадной колонны к глубине δ скин-эффекта, так называемой электромагнитной толщины d/δ (ЭМ-толщины).
Краткое изложение изобретения
В этой установке для измерения толщины ферромагнитной трубы используется обнаружение дальнего поля вихревых токов, при этом установка выполнена из корпуса, соединенного с каротажным кабелем, для ввода в скважинную трубу, имеющего излучающую рамку и множество симметрично расположенных приемных устройств по противоположным сторонам излучающей рамки; схему для возбуждения излучающей рамки на выбираемой частоте; схему для приема сигнала от каждого приемного устройства и для обработки указанного сигнала с исключением двойной индикации дефектов.
Предпочтительно, чтобы каждое приемное устройство представляло собой рамку, центрированную на продольной оси установки. В установке пользователю предоставляется возможность выбора частоты между 8,75; 17,5; 35 и 70 Гц, которая идентифицируется как достаточно низкая для проникновения электродвижущей силы в скважинную трубу или обсадную колонну и как пригодная для работы в случае, когда электромагнитная толщина, то есть отношение толщины стенки трубы к глубине скин-эффекта материала, равна или меньше пяти (5). Приемные рамки отстоят на расстоянии, которое после деления на внутренний диаметр трубы больше чем или равно 2,5. Для большей части труб или обсадных колонн, используемых на нефтепромыслах, это означает частотный диапазон между 8,75 и 70 Гц и расстояние между излучателем и приемником не меньше чем 25 дюймов (635 мм).
Предпочтительно, чтобы установка была снабжена четырьмя симметрично отстоящими приемными рамками, и чтобы при этом каждая пара была расположена по противоположным сторонам излучающей рамки на расстоянии L1=k1×dz и L2=k2×dz, где k1 и k2 не имеют общего делителя и dz является длиной шага вдоль продольной оси установки. Схема для приема сигнала и для обработки указанного сигнала с исключением двойной индикации дефектов может быть программируемым цифровым компьютером, снабженным центральным процессором, снабженным запоминающим устройством и соединениями с аналого-цифровым преобразователем для дискретизации сигнала в дискретные данные для обработки программируемым цифровым компьютером.
Без отступления от сущности или назначения этого раскрытия установка также может содержать приемники, выбираемые из одного из следующих: рамок, обнаружителей напряжения на основе эффекта Холла и магниторезистивных датчиков.
Обычно эта установка для измерения дефектов в скважинной трубе с использованием измерения дальнего поля вихревых токов снабжена излучающей рамкой и множеством приемных рамок, разнесенных по оси друг от друга; схемой, генерирующей ток излучателя и обнаруживающей напряжение приемника на каждой из множества приемных рамок, собирающей свернутый сигнал, пропорциональный толщине трубы вблизи каждой приемной рамки; и схемой анализа данных, которая обращает свертку каждого обнаруживаемого сигнала для удаления сигналов ложного изображения из такого сигнала приемника. Предпочтительно, чтобы приемные рамки были симметрично расположены по противоположным сторонам излучающей рамки. Предпочтительная компоновка этой установки для измерения дефектов в трубе с использованием измерения дальнего поля вихревых токов содержит излучатель, создающий выбираемую низкочастотную электродвижущую силу; пару приемных рамок, отстоящих в продольном направлении, по первую сторону излучателя и пару приемных рамок, отстоящих в продольном направлении, по вторую сторону излучателя, при этом каждая пара рамок симметрично согласована с аналогичным образом расположенной приемной рамкой на противоположной стороне излучателя; схему для корреляции тока излучателя и напряжений приемников, когда установка перемещается по трубе; благодаря чему указанная схема может измерять отклонения фазы трансимпеданса, когда установка перемещается мимо одной и той же точки в трубе, делая возможным исключение двойного изображения и усреднение импульсов, излучаемых излучателем, и принимаемых, снижение отношения сигнала к шуму при измерении напряжения приемника.
Установка позволяет осуществлять способ удаления ложных дефектов на основании устройства обнаружения дальнего поля вихревых токов, содержащий создание излучателем вихревого тока на внешней поверхности скважинной трубы; обнаружение сигнала вихревого тока более чем одним удаленным приемником; создание сигнала вихревого тока на внешней поверхности скважинной трубы из пошагово другого положения; обнаружение вихревого тока более чем одним удаленным приемником из пошагово другого положения; определение линейной комбинации сигналов вихревых токов, обнаруживаемых более чем одним удаленным приемником, для исключения ложных дефектов из таких принимаемых сигналов.
По существу, в этом способе удаления ложных дефектов на основании устройства обнаружения дальнего поля вихревых токов, снабженного излучающей рамкой и множеством симметрично размещенных приемных рамок на продольной оси устройства, предусмотрены этапы возбуждения излучающей рамки в скважинной трубе низкочастотным током для наведения вихревого тока в скважинной трубе; обнаружения наведенной электродвижущей силы на множестве приемных рамок, находящихся на определенных расстояниях относительно излучающей рамки, на первом месте; запоминания обнаруживаемых сигналов от каждой приемной рамки на указанном первом месте; неоднократного перемещения излучающей рамки в скважинной трубе на новые дискретные места и обнаружения наведенной электродвижущей силы на множестве приемных рамок при каждом перемещении излучающей рамки; сохранения каждого обнаруживаемого сигнала с каждой приемной рамки на указанном множестве мест; и обработки сохраненных сигналов от каждой приемной рамки для исключения двойных отсчетов. Эту обработку можно осуществлять в реальном времени или сохранять данные в запоминающем устройстве и обрабатывать позднее или сравнивать с данными прежних спусков в ту же самую скважинную трубу для обнаружения долговременной деградации толщины трубы. Предпочтительно, чтобы в способе были предусмотрены четыре одинаковые рамки, размещенные по противоположным сторонам излучающей рамки и расположенные на расстоянии L от излучающей рамки, которое по меньшей мере в 2,5 раза больше внутреннего диаметра измеряемой трубы, а измеряемая электромагнитная толщина трубы была меньше чем или равна 5.
Краткое описание чертежей
На чертежах:
фиг.1 - схематичный вид типичного местоположения углеводородной скважины на суше и вид увеличенного участка зоны, где измерения выполняют стандартным, спускаемым на кабеле устройством или прибором;
фиг.2 - сечение обсадной колонны, схематично иллюстрирующее измерительное устройство изобретения;
фиг.3 - схематичный вид предпочтительного осуществления настоящего изобретения, иллюстрирующий два набора симметрично отстоящих приемных рамок по каждую сторону излучающей рамки;
фиг.4 - составной схематичный график функции (G) отклика пары излучающей и приемной рамок в обсадной колонне, расположенный над графиком, показывающим ложные изображения в фазовой характеристике трансимпеданса при возбуждении на низкой частоте, полученной при наблюдении существующими приборами, при этом фазовые характеристики ослабляются при наличии муфт обсадной колонны, каждая муфта отождествляется с ложным изображением, обусловленным двухпиковой функцией отклика;
фиг.5 - составной схематичный пример компоновки приборов с разнесением, при этом в верхней части показаны излучатель и две приемные рамки в одном положении, а после перемещения прибора вправо на шаг dz рамки сдвинуты в положение, показанное в нижней части;
фиг.6 - схематичное графическое представление комбинации импульсных характеристик примера прибора, показанного на фиг.5, для иллюстрации исключения двухпиковой характеристики одной пары излучатель-приемник;
фиг.7 - схематичный пример симметричной компоновки прибора при k1=5 и k2=6 по обеим сторонам центрального излучателя; и
фиг.8 - пример процесса удаления ложного изображения с показом исходной характеристики (в верхней части) и вычисленной при наличии пяти дефектов-выемок в стенке обсадной колонны (показанной в нижней части).
Подробное описание осуществления изобретения
На фиг.2 схематично показано измерительное устройство 1 согласно предпочтительному осуществлению изобретения. Измерительное устройство 1 установлено в каротажном приборе TL, показанном на фиг.1.
В предпочтительном осуществлении изобретения все измерения прибором основаны на нахождении трансимпеданса
, который определяется как взаимный импеданс между током
излучателя и напряжением
приемника из данной пары излучатель-приемник:
Характеристику прибора можно сравнить с характеристикой слабо связанного и имеющего потери трансформатора, где излучатель первичной цепи наводит напряжение в приемной катушке вторичной цепи. Эта трансформаторная связь образована связью потока через среду внутри обсадной колонны и вкладами в результате прохождения потока сквозь металл и за пределы трубы. На электромагнитное поле сильно влияют вихревые токи внутри металла, которые протекают по окружности фактически свободно. Магнитное поле внутри обсадной колонны имеет преобладающую осевую составляющую. Изменения свойств металла, например толщины, проявляются в соответствующих изменениях трансимпеданса
.
Предпочтительно выполнять калибровку в воздухе. Калиброванное отношение
измерений можно определить как:
Калиброванное отношение
измерений является полезным, поскольку отношение
является нечувствительным к систематическим ошибкам, связанным с реализацией измерительного устройства. Систематические ошибки обычно обусловлены числом витков рамок и влиянием металлических частей, таких как металлические втулки и корпус измерительного устройства. Однако калиброванное отношение
измерений не компенсировано за влияние изменений измерений в воздухе или обсадной колонне, обусловленных температурой, давлением и дрейфом в электронном устройстве.
В общем случае можно разложить трансимпеданс
или отношение
на синфазную (действительную) составляющую
и несинфазную (мнимую) составляющую
или на действительную амплитуду
и относительную фазу
, например
Измерительное устройство 100 схематично показано на фиг.2. Прибор снабжен излучающей рамкой 110 и приемными рамками 120 (только одна из которых показана на этом чертеже), расположенными на продольной оси Ах прибора. В предпочтительном осуществлении изобретения все излучатели и приемники представляют собой соленоиды с осями, параллельными оси Ах прибора или совпадающими с ней. Как отмечалось ранее, как вариант приемники могут быть твердотельными приборами, такими как приборы на основе эффекта Холла, магниторезистивные приборы или другие магнитные датчики поля.
Трансимпеданс определяют для каждой пары, образованной данной приемной рамкой и единственным излучателем. Как хорошо известно специалистам в данной области техники, все рамки характеризуются геометрией рамки, например числом витков рамки, длиной рамки, радиусом обмотки и калибром проволоки. В дополнение к этому относительное положение данной пары излучатель-приемник определяется взаимным разнесением
вдоль оси Ах прибора.
Кроме того, измерение характеризуется рабочей частотой, которая может быть одной из множества выбираемых пользователем частот. В частности, измерительное устройство специально рассчитано на оптимизацию чувствительности измерения трансимпеданса применительно к заданному физическому параметру, которым является средняя электромагнитная толщина трубы в данном поперечном сечении.
Удобно использовать безразмерные переменные для классификации отклика трубы при различных геометриях датчиков и частотах. Уже упоминалось, что электромагнитная толщина трубы представляет собой отношение
, где
является толщиной трубы,
(см. фиг.2), при этом глубина
скин-эффекта определяется формулой
где
- магнитная проницаемость и
- электрическая удельная проводимость обсадной колонны при угловой частоте излучателя ω=2πf. Вторая безразмерная величина L/(2a) описывает расположение датчика по отношению к диаметру трубы.
Режим дальнего поля вихревых токов
При небольшом отношении
то есть при большом пределе глубины скин-эффекта, электромагнитные поля могут проникать сквозь толщу стенки трубы и излучаться в область с наружной стороны обсадной колонны (в среду 3), считающуюся однородной. Для этого требуется достаточно низкие частоты возбуждения (см. ниже).
Если к тому же расстояние
между излучающей рамкой ТС1 и приемной рамкой RC1 достаточно большое, приблизительно задаваемое как
то фаза
измерения трансимпеданса становится почти линейной функцией электромагнитной толщины трубы, приблизительно определяемой в соответствии с
Это является так называемым режимом дальнего поля вихревых токов. В этом режиме непосредственная, вне волновода, подобная критической связь между излучателем и приемником внутри трубы значительно ослабляется, так что характеристика трансимпеданса становится преобладающей благодаря полю, которое проникает сквозь трубу во внешнюю среду 3 вблизи излучателя (с приобретением первого фазового сдвига d/δ), распространяется почти подобно излучению диполя в среде 3 и в конце концов повторно проходит сквозь трубу в среду 1 вблизи приемника (с приобретением второго фазового сдвига d/δ). Поэтому измерения прибором фазы
используют для обращения электромагнитной толщины трубы. Верхний предел L/(2a) является функцией отношения сигнала к шуму (с/ш) измерения. Сигнал напряжения на приемнике пропорционален комплексной постоянной распространения, exp(ik2d), где k=(1-i)/δ и где 2d является удвоенным путем сквозь обсадную колонну. В более общем виде можно записать
где преобладающая экспоненциальная функция выделена, остальные параметры в функции f() зависят от геометрии прибора и свойств обсадной колонны. Параметры b 1 130 и b 2 140 представляют собой средние радиусы излучателя и приемника, ID (=2a на фиг.2) является внутренним диаметром обсадной колонны, µ/σ является отношением магнитной проницаемости обсадной колонны к ее удельной проводимости, представляет так называемые электромагнитные свойства обсадной колонны. Рассмотрение уравнения (8) показывает, что амплитуда и фаза описываются одной и той же величиной 2d/δ.
Даже если имеются несколько обсадных колонн, измерения, получаемые с помощью этой установки, все-таки обеспечивают получение электромагнитной толщины, в том числе вкладов от внешних металлических труб, при условии, что поле, проникающее сквозь все слои, может быть обнаружено с достаточным отношением сигнала к шуму. Поэтому сравнением каротажных диаграмм при спусках в различные моменты времени (через промежутки времени) можно получать информацию о постепенной потери металла комбинированных труб. Этот способ длительное время используют в системах обнаружения коррозии одиночных обсадных колонн.
Краткое изложение расчета
В случае типичных нефтепромысловых труб для удовлетворительных измерений прибором требуется, чтобы типичный безразмерный параметр d/δ находился в пределах от 0,2 до 5, а другой такой параметр L/(2a) был больше или равен 2,5. Электромагнитные параметры трубы, удельная проводимость
и относительная магнитная проницаемость
попадают в пределы
где µ 0 - магнитная проницаемость вакуума, между тем, как геометрические параметры типичных обсадных колонн имеют пределы
и
В предпочтительном осуществлении с использованием предыдущих параметров предлагаются следующие диапазоны частот и пределы расстояний излучатель-приемник:
8,75 Гц≤f≤70 Гц и
25 дюймов (635 мм)≤L.
Окончательный выбор частот, расстояний, длины витков рамок, витков рамок и радиусов обмоток необходимо делать на основании оптимизации чувствительности измерения трансимпеданса к заданным параметрам трубы и на основании требований к алгоритмам обработки данных, что все хорошо известно специалистам в данной области техники. В частности, могут иметься многочисленные приемники на различных расстояниях.
В предпочтительном осуществлении настоящего изобретения предусмотрена выбираемая пользователем частота
из 8,75; 17,5; 35 и 70 Гц, приемные рамки расположены по каждую сторону излучающей рамки на L=[-36, -30, +30, +36] дюймов [-914,4; -762; +762; +914,4 мм], при этом начало отсчета z или продольная ось показаны на фиг.3 возле излучающей рамки.
Отметим, что в этом осуществлении измерения приемными рамками выполняются на одной частоте, выбираемой из четырех. Также отметим, что были указаны четыре расстояния L, связанные с измерением средней электромагнитной толщины в режиме дальнего поля вихревых токов.
Вариант с четырьмя приемниками, симметрично расположенными выше и ниже излучателя 300, показан на фиг.3. Они называются двойными рамками А (310 на расстоянии LA1=-36 дюймов (-914,4 мм) и 320 на расстоянии LA2=-30 дюймов (-762 мм) и двойными рамками В (330 на расстоянии LB1=30 дюймов (762 мм) и 340 на расстоянии LB2=36 дюймов (914,4 мм). Как описывается ниже, выбор такой компоновки позволяет удалять двойную индикацию дефектов, удалять так называемое ложное изображение из измерений средней электромагнитной толщины в режиме дальнего поля вихревых токов.
Излучатель 300 работает на одной из выбранных частот, такой как 8,75 Гц; 17,5 Гц; 35 Гц; 70 Гц, чтобы оператору гарантировалась возможность оптимизации отношения сигнала к шуму (с/ш) и разрешающей способности по толщине при данных условиях на месте расположения скважины. Хотя частота 35 Гц обычно позволяет прибору работать в единственной обсадной колонне, может потребоваться измерение на более низких частотах, чтобы выполнять каротаж в толстых обсадных колоннах или нескольких обсадных колоннах.
В нижеследующую таблицу А сведены характеристики рамок и типичные уровни сигналов токов излучателя и напряжений приемника для этого осуществления установки, описанного в данной заявке.
Таблица А | ||||||
Излучающая рамка | Число рамок |
Длина [дюймы] |
Средний радиус [дюймы] |
Витки | Сопротивление на постоянном токе [Ом] |
Среднеквадратичный уровень сигнала [А] |
300 | 1 | 14 (355 мм) |
0,76 (19,3 мм) |
7550 | 61 | 0,5; 35 Гц |
Приемные рамки | Число рамок |
Длина [дюймы] |
Средний радиус [дюймы] |
Витки | Сопротивление на постоянном токе [Ом] |
Среднеквадратичный уровень сигнала [В] |
310, 320, 330, 340 | 4 | 3 (76,2 мм) |
0,56 (14,22 мм) |
9275 | 7035 | 1е3; 35 Гц |
Средний радиус рамки является средним значением внутреннего и внешнего диаметров рамки. Все значения при 20°С.
После определения рабочих диапазонов и расчетных параметров всех датчиков ниже рассматриваются концепции обработки.
Удаление двойной индикации дефектов
Когда установка перемещается мимо ступенчатых изменений электромагнитной толщины, например проходит мимо муфт обсадной колонны, то вместо наблюдения одного отклонения фазы данного трансимпеданса вследствие локального увеличения количества металла вариация имеется два раза, один раз, когда излучатель приближается к муфте, и второй раз, когда приемником просматривается та же самая муфта (см. фиг.4). Это обусловлено геометрическим фактором, который сосредотачивается в обсадной колонне по радиусу и локализуется вокруг излучателя и приемника в направлении z. В таких приборах этот нежелательный артефакт ложного изображения затрудняет интерпретацию измерений электромагнитной толщины.
Фазовый сдвиг (φ) трансимпеданса реагирует на вариации электромагнитной толщины аналогично свертке первого порядка:
где th(y) является толщиной (функцией глубины y), h R и h T являются характеристиками приемной рамки и излучающей рамки в положениях z R и z T соответственно. При таком приближении не предполагаются ни значительные вклады от электромагнитных свойств обсадной колонны, ни сильные вариации внутреннего диаметра обсадной колонны в области, представляющей интерес.
Различные конструкции излучающих рамок и приемных рамок являются пригодными. Поэтому функции h R и h T должны быть различными. В соответствии с этим предпочтительно, чтобы приемники, расположенные по каждую сторону излучателя, были эквивалентными приемниками, размещенными симметрично. Следовательно, как показано на фиг.3, рамка 310 эквивалентна рамке 340, а рамка 320 эквивалентна рамке 330. В настоящем осуществлении все эти рамки являются идентичными. В случае такой конфигурации прибора фазовый сдвиг, измеряемый между излучателем и первым приемником в каждом положении прибора, можно сравнивать с фазовым сдвигом, измеряемым между излучателем и вторым приемником, когда прибор перемещается в положение, в котором излучатель находится на прежнем месте первого приемника и второй приемник находится на прежнем месте излучателя. В частности, среднее этих двух фазовых сдвигов будет подчиняться следующему уравнению:
В случае, если импульсные характеристики приемников можно считать приближенно равными, импульсную характеристику можно аппроксимировать как:
Эта комбинированная импульсная характеристика
содержит вклады h R и h T. Кроме того, последнее уравнение формально эквивалентно изречению: измеряемый фазовый сдвиг является сверткой двух функций Дирака с толщиной металла, свернутой с
. И можно заключить, что получение среднего фазовых сдвигов при соответствующем перемещении прибора является способом решения проблемы асимметрии между импульсными функциями излучателя и приемников. При такой конкретизации импульсные характеристики всех рамок можно считать равными.
Алгоритм удаления ложного изображения рассчитан на использование нескольких расстояний приемника-излучателя для восстановления
из свертки с использованием данных при различных расстояниях и в различные времена измерений, то есть при различных положениях прибора. Задача заключается в удалении двух функций Дирака из уравнения (14) и замене их одной функцией. Это позволит определять с помощью установки точное положение каждого дефекта в обсадной колонне.
Сначала рассмотрим решение, предлагаемое для двух разнесений L1 и L2. Предположим, что:
где dz представляет множество выборок по вертикали и k1, k2 являются целыми числами без общих делителей. Выберем функцию отклика на некотором выборочном интервале dz. Для расстояния L1 имеем, например:
Задача формулируется в виде линейной системы, связывающей наблюдения (φ) со сверткой толщины с импульсными характеристиками излучателя и приемника (α T и α R).
Для примера рассмотрим случай k1=1 и k2=2. Соответствующая компоновка прибора схематично показана на фиг.5. На фиг.6 дано схематичное представление комбинации импульсных характеристик для прибора из примера с k1=1 и k2=2, показанного на фиг.5, благодаря которому исключается двухпиковая характеристика одной пары излучатель-приемник. В верхней части (а) показана характеристика, относящаяся к излучателю и приемной рамке, разнесенным на L1=dz, при одном положении каротажа. Характеристика той же самой пары излучатель-приемник в сдвинутом положении после того, как прибор переместился вправо на шаг dz, показана в средней части (b). На третьей линии графика показана характеристика, относящаяся к разнесению излучателя и приемной катушки на L2=2dz при исходном положении каротажа. Наконец, на нижнем графике (d) представлена линейная комбинация характеристик (a)-(b)+(c), в которой имеется только единственный пик, то есть отклик ложного изображения отсутствует.
Одно из решений проблемы удаления двойной индикации дефектов показано на фиг.6. В этом случае линейной комбинацией двух характеристик пары расположенных на небольшом расстоянии (L1=dz) рамок при различных положениях 0 и +dz и характеристик пары расположенных на большом расстоянии (L2=2dz) рамок обеспечивается желаемый результат. Три способа формирования характеристики с одним пиком можно представить в соответствии с
f 1=g(0,L1)-g(dz,L1)+g(0,L2),
f 3=-g(0,L1)+g(dz,L1)+g(0,L2).
соответствующей функции отклика, связанной с функциями Дирака из уравнения (14), в которой каждый столбец представляет положение в единицах выборочного интервала dz. Первые две строки соответствуют расположенной на небольшом расстоянии (L1=dz) паре рамок при различных положениях 0 и +dz взятия выборок и третья строка соответствует характеристике расположенной на большом расстоянии (L2=2dz) паре рамок в положении 0.
Рассматривая матрицу
обратную матрице
, можно идентифицировать коэффициенты решений, получаемых в соответствии с уравнениями (17). В общем случае, если рассматривать несколько измерений при фиксированных расстояниях рамок и с несколькими сдвигами по глубине (кратными dz), систему уравнений можно составлять и решать, используя способы, хорошо известные в данной области техники.
Для согласования процесса удаления ложного сигнала с условиями работы приборов в режиме дальнего поля вихревых токов, имеющими отношение к минимальному разнесению L/(2a)≥2,5, максимальному разнесению, ограниченному отношением сигнала к шуму, выборочному интервалу или другим ограничениям, можно подыскивать другие компоновки прибора, характеризуемые (k1, k2).
Другое конкретное осуществление изобретения, которое удовлетворяет всем приведенным выше условиям, может быть при k1=5 и k2=6, при этом dz=6 дюймов (152,4 мм). В этом случае матрица
и обратная матрица имеют формы
И снова было обнаружено, что возможны несколько решений и из них только одно имеет одинаковый вес применительно ко всем небольшим разнесениям и всем большим разнесениям. Комбинация является просто суммой всех измерений при небольших разнесениях за исключением всех измерений при больших разнесениях, которые выполняются примерно на одной глубине при интервале длины (k1+k2)·dz. В приведенном выше примере конкретное решение представляет собой шестую строку коэффициентов
Эта схема обработки представляет собой усреднение при небольшом разнесении за вычетом среднего при большом разнесении, и этим объясняется, почему эта схема является робастной к гауссову шуму.
Как пояснялось ранее, прибор делают симметричным путем добавления симметрично располагаемых приемников, и алгоритм исключения ложных сигналов применяют относительно симметричных фазовых сдвигов (получая средний фазовый сдвиг при смене положений излучателя и приемников).
Предпочтительное осуществление этой симметричной компоновки прибора с использованием только двух пар симметричных расстояний излучатель-приемник показано на фиг.7. В этом случае k1=5 и k2=6, при этом dz=6 дюймов (152,4 мм). Это соответствует расчетным параметрам, приведенным выше. Пример результатов обработки с использованием решения уравнения (22) показан на фиг.8. Можно обобщить алгоритм на большее количество конфигураций разнесений. При использовании разнесений с отношением больших целых чисел возрастает усиление шума при обработке.
Раскрыты многочисленные осуществления и их варианты. Хотя приведенное выше раскрытие включает в себя считающийся по мнению авторов изобретения наилучший вариант осуществления изобретения, не все возможные варианты раскрыты. По этой причине объем и границы настоящего изобретения не ограничены приведенным выше раскрытием, а определяются и интерпретируются прилагаемой формулой изобретения.
Claims (9)
1. Устройство (100) обнаружения дальнего поля вихревых токов, используемое для измерения толщины (d) ферромагнитной трубы, содержащее:
корпус, соединенный с каротажным кабелем, для ввода в скважинную трубу, имеющий излучающую рамку и множество симметрично расположенных приемных устройств по противоположным сторонам излучающей рамки;
схему для возбуждения излучающей рамки на выбираемой частоте;
схему для приема сигнала от каждого приемного устройства и для обработки указанного сигнала с исключением двойной индикации дефектов, причем сигнал является свернутым сигналом, пропорциональным толщине (d) трубы вблизи каждого из приемных устройств;
причем множество симметрично расположенных приемных устройств представляют собой четыре рамки, при этом две рамки образуют пару, причем каждая пара расположена по каждую сторону излучающей рамки на расстоянии L1=k1×dz и L2=k2×dz, где k1 и k2 не имеют общего делителя и dz является длиной шага вдоль продольной оси установки.
корпус, соединенный с каротажным кабелем, для ввода в скважинную трубу, имеющий излучающую рамку и множество симметрично расположенных приемных устройств по противоположным сторонам излучающей рамки;
схему для возбуждения излучающей рамки на выбираемой частоте;
схему для приема сигнала от каждого приемного устройства и для обработки указанного сигнала с исключением двойной индикации дефектов, причем сигнал является свернутым сигналом, пропорциональным толщине (d) трубы вблизи каждого из приемных устройств;
причем множество симметрично расположенных приемных устройств представляют собой четыре рамки, при этом две рамки образуют пару, причем каждая пара расположена по каждую сторону излучающей рамки на расстоянии L1=k1×dz и L2=k2×dz, где k1 и k2 не имеют общего делителя и dz является длиной шага вдоль продольной оси установки.
2. Устройство по п.1, в котором каждое приемное устройство представляет собой рамку, центрированную на продольной оси установки.
3. Устройство по п.1, в котором частота является выбираемой между 8,75; 17,5; 35 и 70 Гц.
4. Устройство по п.1, в котором приемные рамки отстоят на расстояние, которое при делении на внутренний диаметр трубы составляет больше чем или равно 2,5.
5. Устройство по п.1, в котором схема для приема сигнала и для обработки указанного сигнала с исключением двойной индикации дефектов представляет собой программируемый цифровой компьютер, снабженный центральным процессором, запоминающим устройством и соединениями с аналого-цифровым преобразователем для дискретизации сигнала в дискретные данные для обработки программируемым цифровым компьютером.
6. Устройство по п.1, в котором приемные устройства выбираются из одного из следующих: рамок, обнаружителей напряжения на основе эффекта Холла и магниторезистивных датчиков.
7. Устройство по п.1, в котором множество симметрично расположенных приемных устройств содержит первую пару приемных рамок, отстоящих в продольном направлении по первую сторону излучателя, и вторую пару приемных рамок, отстоящих в продольном направлении по вторую сторону излучателя, при этом каждая пара рамок симметрично согласована с аналогичным образом расположенными приемными рамками по противоположную сторону излучателя.
8. Способ удаления ложных дефектов из измерений на основании устройства (100) обнаружения дальнего поля вихревых токов, снабженного излучающей рамкой и множеством симметрично размещенных приемных рамок на продольной оси устройства, содержащий этапы, на которых:
возбуждают излучающую рамку в скважинной трубе низкочастотным током для наведения вихревого тока в скважинной трубе;
обнаруживают наведенную электродвижущую силу на множестве приемных рамок, находящихся на определенных расстояниях относительно излучающей рамки, на первом месте;
запоминают обнаруживаемые сигналы от каждой приемной рамки на указанном первом месте;
неоднократно перемещают излучающую рамку в скважинной трубе на новые дискретные места и обнаруживают наведенную электродвижущую силу на множестве приемных рамок при каждом перемещении излучающей рамки;
сохраняют каждый обнаруживаемый сигнал с каждой приемной рамки на указанном множестве мест; и
обрабатывают сохраненные сигналы от каждой приемной рамки с исключением двойных отсчетов, причем удаление ложных дефектов из измерений содержит определение линейной комбинации сигналов множества симметрично размещенных приемных рамок в указанном множестве мест, причем приемные рамки представляют собой четыре рамки, при этом две рамки образуют пару, причем каждая пара расположена по каждую сторону излучающей рамки на расстоянии L1=k1×dz и L2=k2×dz, где k1 и k2 не имеют общего делителя и dz является длиной шага вдоль продольной оси установки устройства обнаружения дальнего поля вихревых токов.
возбуждают излучающую рамку в скважинной трубе низкочастотным током для наведения вихревого тока в скважинной трубе;
обнаруживают наведенную электродвижущую силу на множестве приемных рамок, находящихся на определенных расстояниях относительно излучающей рамки, на первом месте;
запоминают обнаруживаемые сигналы от каждой приемной рамки на указанном первом месте;
неоднократно перемещают излучающую рамку в скважинной трубе на новые дискретные места и обнаруживают наведенную электродвижущую силу на множестве приемных рамок при каждом перемещении излучающей рамки;
сохраняют каждый обнаруживаемый сигнал с каждой приемной рамки на указанном множестве мест; и
обрабатывают сохраненные сигналы от каждой приемной рамки с исключением двойных отсчетов, причем удаление ложных дефектов из измерений содержит определение линейной комбинации сигналов множества симметрично размещенных приемных рамок в указанном множестве мест, причем приемные рамки представляют собой четыре рамки, при этом две рамки образуют пару, причем каждая пара расположена по каждую сторону излучающей рамки на расстоянии L1=k1×dz и L2=k2×dz, где k1 и k2 не имеют общего делителя и dz является длиной шага вдоль продольной оси установки устройства обнаружения дальнего поля вихревых токов.
9. Способ по п.8, в котором четыре приемные рамки, размещенные по противоположным сторонам излучающей рамки и расположенные на расстоянии L от излучающей рамки, которое, по меньшей мере в 2,5 раза больше внутреннего диаметра измеряемой трубы, а измеряемая электромагнитная толщина трубы меньше чем или равна 5.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP09290508.2 | 2009-06-30 | ||
EP20090290508 EP2270420B1 (en) | 2009-06-30 | 2009-06-30 | Method and apparatus for removal of the double indication of defects in remote eddy current inspection of pipes |
PCT/EP2010/003800 WO2011000500A1 (en) | 2009-06-30 | 2010-06-25 | Method and apparatus for removal of the double indication of defects in remote eddy current inspection of pipes |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012102933A RU2012102933A (ru) | 2013-08-10 |
RU2523603C2 true RU2523603C2 (ru) | 2014-07-20 |
Family
ID=41557535
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012102933/28A RU2523603C2 (ru) | 2009-06-30 | 2010-06-25 | Способ и установка для удаления двойной индикации дефектов при контроле труб по дальнему полю вихревых токов |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8958989B2 (ru) |
EP (1) | EP2270420B1 (ru) |
BR (1) | BRPI1013279A2 (ru) |
CA (1) | CA2765293C (ru) |
RU (1) | RU2523603C2 (ru) |
WO (1) | WO2011000500A1 (ru) |
Families Citing this family (58)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2270420B1 (en) * | 2009-06-30 | 2014-11-12 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and apparatus for removal of the double indication of defects in remote eddy current inspection of pipes |
RU2507393C1 (ru) * | 2012-08-31 | 2014-02-20 | ТиДжиТи Ойл энд Гэс Сервисиз ФЗЕ | Способ электромагнитной дефектоскопии в многоколонных скважинах и электромагнитный скважинный дефектоскоп |
US9335296B2 (en) | 2012-10-10 | 2016-05-10 | Westinghouse Electric Company Llc | Systems and methods for steam generator tube analysis for detection of tube degradation |
WO2014132435A1 (ja) * | 2013-03-01 | 2014-09-04 | 三菱電機株式会社 | エレベータのかご位置検出装置 |
EP2792843A1 (en) | 2013-04-17 | 2014-10-22 | Services Pétroliers Schlumberger | Measurement Compensation Using Multiple Electromagnetic Transmitters |
WO2015050834A1 (en) * | 2013-10-03 | 2015-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-mode measurements with a downhole tool using conformable sensors |
WO2015050840A1 (en) * | 2013-10-03 | 2015-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole multi-pipe scale and corrosion detection using conformable sensors |
EP2912264A4 (en) | 2013-10-03 | 2016-02-24 | Halliburton Energy Services Inc | DRILLING TOOL WITH A RADIAL ARRANGEMENT OF ADJUSTABLE SENSORS FOR DRILLING AND IMAGING |
EP3036399A1 (en) | 2013-10-03 | 2016-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole inspection with ultrasonic sensor and conformable sensor responses |
EP3129589A4 (en) * | 2014-04-10 | 2017-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing string monitoring using electro-magnetic (em) corrosion detection tool and junction effects correction |
EP2950038B1 (en) * | 2014-05-26 | 2017-02-15 | Services Pétroliers Schlumberger | Electromagnetic assessment of multiple conductive tubulars |
WO2016007307A1 (en) | 2014-07-11 | 2016-01-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deep azimuthal inspection of wellbore pipes |
US20160168975A1 (en) | 2014-07-11 | 2016-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple-depth eddy current pipe inspection with a single coil antenna |
MX2016015358A (es) * | 2014-07-11 | 2017-03-03 | Halliburton Energy Services Inc | Herramienta de evaluacion para tuberias de revestimiento de pozos concentricas. |
WO2016007308A1 (en) | 2014-07-11 | 2016-01-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Micro-focused imaging of wellbore pipe defects |
WO2016007380A1 (en) * | 2014-07-11 | 2016-01-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Imaging of wellbore pipes using deep azimuthal antennas |
EP3564479A1 (en) * | 2014-07-12 | 2019-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detecting defects in non-nested tubings and casings using calibrated data and time thresholds |
EP3149519A4 (en) * | 2014-07-12 | 2017-12-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using an array of sensors between two transmitters in an eddy current logging environment |
WO2016118549A1 (en) * | 2015-01-23 | 2016-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corkscrew effect reduction on borehole induction measurements |
GB2556516A (en) | 2015-08-20 | 2018-05-30 | Halliburton Energy Services Inc | Inspection of wellbore conduits using a distributed sensor system |
MX2018004663A (es) * | 2015-11-12 | 2018-11-29 | Halliburton Energy Services Inc | Imagenologia bidimensional con procesamiento de multiples etapas. |
EP3182173A1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-06-21 | Services Pétroliers Schlumberger | Deconvolution of electromagnetic thickness measurement |
US9715034B2 (en) | 2015-12-18 | 2017-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method for multi-tubular evaluation using induction measurements |
BR112018014499A2 (pt) * | 2016-02-24 | 2018-12-11 | Halliburton Energy Services Inc | método, ferramenta e sistema para inspeção de tubo |
US10725194B2 (en) | 2016-05-12 | 2020-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic (EM) defect detection methods and systems with enhanced inversion options |
WO2017196371A1 (en) * | 2016-05-13 | 2017-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic (em) defect detection methods and systems employing deconvolved raw measurements |
US11169298B2 (en) | 2016-07-20 | 2021-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shaped sensor coil for attenuating motion-induced noise during remote field testing of pipe |
US11016216B2 (en) | 2016-08-03 | 2021-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-spacing array tool for determining pipe thickness of a multi-pipe structure |
WO2018031035A1 (en) * | 2016-08-12 | 2018-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-resolution remote-field eddy current characterization of pipes |
BR112019001495A2 (pt) * | 2016-08-12 | 2019-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | método para determinar as propriedades de uma coluna de tubulação de uma ou mais colunas de tubulação em uma formação subterrânea e sistema para determinar as propriedades de uma coluna de tubulação de uma ou mais colunas de tubulação em uma formação subterrânea |
WO2018031042A1 (en) * | 2016-08-12 | 2018-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Elimination of residual magnetism effect in eddy current based inspection of pipes |
WO2018031045A1 (en) * | 2016-08-12 | 2018-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tool and method to make high resolution and high penetration measurement of corrosion |
BR112019000791A2 (pt) * | 2016-08-19 | 2019-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | sistema de detecção de corrosão para pelo menos um tubo, método para determinar a corrosão de um tubo e método para determinar a espessura do tubo |
US9977144B2 (en) | 2016-09-15 | 2018-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Nested tubular analysis via electromagnetic logging |
US10465509B2 (en) * | 2016-10-12 | 2019-11-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Collocated multitone acoustic beam and electromagnetic flux leakage evaluation downhole |
WO2018080429A1 (en) | 2016-10-24 | 2018-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote field eddy current tools |
US10761060B2 (en) | 2016-11-06 | 2020-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reducing effects of pipe couplings in corrosion inspection of pipes |
BR112019006116A2 (pt) | 2016-11-06 | 2019-06-18 | Halliburton Energy Services Inc | método de detecção de defeitos. |
US10260854B2 (en) | 2016-12-07 | 2019-04-16 | Probe Technology Services, Inc. | Pulsed eddy current casing inspection tool |
CN106596715B (zh) * | 2017-01-20 | 2024-01-26 | 西安石油大学 | 一种阵列式瞬变电磁法多层管柱损伤检测系统及方法 |
US10605720B2 (en) | 2017-01-31 | 2020-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alignment of responses for thickness estimations in a corrosion detection tool |
US11346813B2 (en) | 2017-02-22 | 2022-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thickness value restoration in eddy current pipe inspection |
GB2560536A (en) * | 2017-03-14 | 2018-09-19 | Salunda Ltd | Sensing of the contents of a bore |
GB2575223A (en) * | 2017-06-08 | 2020-01-01 | Halliburton Energy Services Inc | Calibrating electromagnetic corrosion detection tools via core saturation |
GB2576445B (en) * | 2017-06-27 | 2022-03-09 | Halliburton Energy Services Inc | Remote-field eddy current based total thickness logging |
WO2019005053A1 (en) * | 2017-06-29 | 2019-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | USE OF MAGNETISM TO EVALUATE THE INTEGRITY OF A PRODUCTION COLUMN IN A WELLBORE PROVIDED WITH MULTIPLE PRODUCTION COLUMNS |
GB2577834B (en) * | 2017-08-30 | 2022-02-09 | Halliburton Energy Services Inc | Artifact identification and removal method for electromagnetic pipe inspection |
CN107807395A (zh) * | 2017-10-27 | 2018-03-16 | 中国矿业大学 | 矿井瞬变电磁井上下立体双磁源探测方法 |
WO2019094209A1 (en) * | 2017-11-07 | 2019-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for estimating the material properties and the individual thicknesses of nested pipes |
RU2671296C1 (ru) * | 2017-12-18 | 2018-10-30 | Владимир Иванович Панин | Способ оценки коррозионных потерь металла в недоступном участке трубопровода |
WO2019241689A1 (en) * | 2018-06-14 | 2019-12-19 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for analyzing an oilfield casing using an apparent thickness approach |
US20220049595A1 (en) * | 2018-11-28 | 2022-02-17 | Oxy Usa Inc. | Method and apparatus for determining optimal installation of downhole equipment |
US11935662B2 (en) | 2019-07-02 | 2024-03-19 | Westinghouse Electric Company Llc | Elongate SiC fuel elements |
CN110308210B (zh) * | 2019-07-26 | 2024-04-09 | 吉林省电力科学研究院有限公司 | 同时用于远场涡流和声脉冲检测非铁磁性换热器管束缺陷的灵敏度标定样管 |
US11581102B2 (en) | 2019-09-09 | 2023-02-14 | Westinghouse Electric Company Llc | Nuclear control system with neural network |
CA3151605C (en) | 2019-09-19 | 2023-04-11 | Westinghouse Electric Company Llc | Apparatus for performing in-situ adhesion test of cold spray deposits and method of employing |
US11814945B2 (en) | 2021-11-19 | 2023-11-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole nested pipe inspection using hybrid frequency and time domain logging technique |
WO2023101664A1 (en) * | 2021-12-01 | 2023-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole well pipe inspection using optimized inspection tools |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4292588A (en) * | 1978-12-18 | 1981-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic inspection tool for ferromagnetic casings |
US5233297A (en) * | 1990-08-06 | 1993-08-03 | Atlantic Richfield Company | Transient electromagnetic method and apparatus for inspecting conductive objects utilizing sensors that move during inspection |
US5426367A (en) * | 1991-04-04 | 1995-06-20 | Martin; Philip W. | Logging of cased well by induction logging to plot an induction log of the well |
RU2176317C1 (ru) * | 2000-03-13 | 2001-11-27 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Способ электромагнитной дефектоскопии стальных труб в скважинах |
EP1795920A1 (en) * | 2005-12-09 | 2007-06-13 | Services Pétroliers Schlumberger | An electromagnetic imaging method and device |
RU2330276C2 (ru) * | 2006-01-10 | 2008-07-27 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин" (ОАО НПП "ВНИИГИС") | Способ электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн в скважине и электромагнитный дефектоскоп для его реализации |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3940689A (en) | 1974-05-14 | 1976-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Combined eddy current and leakage field detector for well bore piping using a unique magnetizer core structure |
US5987385A (en) * | 1997-08-29 | 1999-11-16 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for creating an image of an earth borehole or a well casing |
US6924640B2 (en) | 2002-11-27 | 2005-08-02 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Oil and gas well tubular inspection system using hall effect sensors |
EP2270420B1 (en) | 2009-06-30 | 2014-11-12 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and apparatus for removal of the double indication of defects in remote eddy current inspection of pipes |
-
2009
- 2009-06-30 EP EP20090290508 patent/EP2270420B1/en not_active Not-in-force
-
2010
- 2010-06-25 CA CA2765293A patent/CA2765293C/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-06-25 BR BRPI1013279A patent/BRPI1013279A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-06-25 RU RU2012102933/28A patent/RU2523603C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-06-25 US US13/266,129 patent/US8958989B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-06-25 WO PCT/EP2010/003800 patent/WO2011000500A1/en active Application Filing
-
2015
- 2015-01-06 US US14/590,921 patent/US9476857B2/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4292588A (en) * | 1978-12-18 | 1981-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic inspection tool for ferromagnetic casings |
US5233297A (en) * | 1990-08-06 | 1993-08-03 | Atlantic Richfield Company | Transient electromagnetic method and apparatus for inspecting conductive objects utilizing sensors that move during inspection |
US5426367A (en) * | 1991-04-04 | 1995-06-20 | Martin; Philip W. | Logging of cased well by induction logging to plot an induction log of the well |
RU2176317C1 (ru) * | 2000-03-13 | 2001-11-27 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Способ электромагнитной дефектоскопии стальных труб в скважинах |
EP1795920A1 (en) * | 2005-12-09 | 2007-06-13 | Services Pétroliers Schlumberger | An electromagnetic imaging method and device |
RU2330276C2 (ru) * | 2006-01-10 | 2008-07-27 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин" (ОАО НПП "ВНИИГИС") | Способ электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн в скважине и электромагнитный дефектоскоп для его реализации |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20120095686A1 (en) | 2012-04-19 |
US9476857B2 (en) | 2016-10-25 |
US20150127274A1 (en) | 2015-05-07 |
BRPI1013279A2 (pt) | 2016-04-05 |
CA2765293C (en) | 2018-01-09 |
EP2270420A1 (en) | 2011-01-05 |
CA2765293A1 (en) | 2011-01-06 |
RU2012102933A (ru) | 2013-08-10 |
WO2011000500A1 (en) | 2011-01-06 |
US8958989B2 (en) | 2015-02-17 |
EP2270420B1 (en) | 2014-11-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2523603C2 (ru) | Способ и установка для удаления двойной индикации дефектов при контроле труб по дальнему полю вихревых токов | |
US11112524B2 (en) | Method for estimating the material properties and the individual thicknesses of nested pipes | |
US7960969B2 (en) | Electromagnetic imaging method and device | |
US10613244B2 (en) | Focused symmetric pipe inspection tools | |
EP1717412B1 (en) | A method for electromagnetically measuring physical parameters of a pipe | |
EP2950038B1 (en) | Electromagnetic assessment of multiple conductive tubulars | |
US9030196B2 (en) | Apparatus and method for eddy current inspection of tubular components | |
EP3316004A1 (en) | Apparatus and method of propagation and spatial location analysis by acoustic array for down-hole applications | |
EP3134614A1 (en) | Slickline deployed casing inspection tools | |
US20080106260A1 (en) | Magnetic flux leakage system and method | |
WO2022232153A1 (en) | Inversion-based combined collocated (time-domain) and multi-frequency non-collocated sensor data processing for evaluating casings | |
US11781417B2 (en) | Identifying corrosion from electromagnetic corrosion measurements and high-resolution circumferential measurements | |
Oliver | New slimline electromagnetic casing inspection technology | |
ITTO20110036A1 (it) | "procedimento di ispezione di un foro di pozzo cementato e relativo sistema" |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180626 |