Применение геофизических методов для контроля за техническим состоянием ствола скважины (на примере Ромашкинского месторождения республики Татарстан)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

АННОТАЦИЯ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ РАЙОНА РАБОТ

3. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА РАБОТ

3.1 Стратиграфия

3.2Тектоника

3.3 Нефтеносность

3.4 Гидрогеология

4. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

4.1 Определение герметичности колонны

4.2 Контроль качества обсадных колонн

4.2.1 Одноколонная модель

4.2.2 Двухколонные модели

5. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

5.1 Технические характеристики и конструкция аппаратуры

5.1.1 Комплексный прибор КСА-Т7

5.1.2 Электромагнитный дефектоскоп ЭМДСТ-МП

5.2 Технология проведения работ

6. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

6.1 Особенности решения основных задач прибором КСА-Т7

6.1.1 Выделение принимающих воду пластов

6.1.2 Выявление интервалов заколонного движения воды

6.1.3 Определение мест нарушения герметичности колонны

6.2 Возможности дефектоскопа ЭМДСТ-МП при исследовании колонн

6.2.1 Последовательность работы при обработке и интерпретации результатов

7. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



АННОТАЦИЯ

Данная дипломная работа написана на тему «Применение геофизических методов для контроля за техническим состоянием ствола скважины на примере Ромашкинского месторождения Республики Татарстан».

В ходе написания была использована специальная геофизическая и фондовая литература.

Диплом содержит общие сведения о районе работ, геолого-геофизической изученности, стратиграфии, тектоники, нефтеносности и гидрогеологии.

В работе рассмотрена методика и техника промыслово-геофизических исследований, аппаратура, применяемая при исследованиях, а также методика интерпретации геофизических материалов.

Работа содержит 67 страниц печатного текста, включает 7 глав, 19 рисунков, 2 таблицы.



СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ГИС - геофизические исследования скважин

КСА - комплексная скважинная аппаратура

ЭМДС - электромагнитная дефектоскопия

ГК - гамма-каротаж

Т - термометрия

ЛМ - локатор муфт

МН - манометрия

РД - расходометрия

СТИ - самонагревающийся термоиндикатор

ВАК - волновой акустический каротаж

ЭДС - электродвижущая сила

ЗКЦ - заколонная циркуляция

НКТ - насосно-компрессорная труба

ЭК - эксплуатационная колонна

ЮТС - южно-татарский свод



ВВЕДЕНИЕ

Автор работы с 2006 года работает в ООО «ТНГ-АлГИС».С августа 2006 по настоящее время, за это время поработал на должности: рабочего на геофизических работах, техника, геофизика, начальника партии, а сейчас занимает должность начальника смены. Попутно собирал текстовые, графические, каротажные материалы, на основе которых была написана данная дипломная работа.

Актуальность задачи определения интервалов нарушения эксплуатационной колонны возрастает из года в год в связи с естественным старением фонда скважин, а, следовательно, возрастанием степени коррозии и усталостным фактором обсадных колонн. Часто происходят аварийные ситуации и ухудшаются эксплуатационные характеристики, вследствие нарушения конструкции скважины. Для выявления этих нарушений применяются методы определения технического состояния колонн.

В данной дипломной работе рассмотрены примеры определения мест притока и поглощения, выявления нарушений герметичности обсадных труб, заколонных перетоков комплексной скважинной аппаратурой КСА-Т7, выявления дефектов и их характера (отверстия, трещины, вмятины) в обсадных и насосно-компрессорных трубах аппаратурой электромагнитной дефектоскопии ЭМДСТ-МП.



1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

Республика Татарстан расположена на востоке Восточно-Европейской равнины. В северной части Среднего Поволжья в месте слияния крупных рек Европы и Европейской части России - Волги, Камы, на границе лесной и лесостепной зон.

Площадь республики составляет 68 тыс. км². Татарстан граничит на севере - с Марийской и Удмуртской республиками, Кировской областью. На западе - с Чувашской республикой, на Юге с Самарской и Ульяновской областями. На юго-востоке с Оренбургской областью. Средняя абсолютная высота поверхности Татарстана составляет 170,4 м над уровнем моря. Причем рельеф в различных районах не одинаков. Наибольшая высота находится на юго-востоке республики - это Бугульминско-Белебеевская возвышенность. Ее высота достигает 370 м над уровнем моря. Она лежит к юго-западу от города Бугульмы.

Самое крупное в Татарстане - Ромашкинское месторождение в административном отношении занимает территорию Альметьевского, Бугульминского, Лениногорского и Сармановского районов республики с развитой инфраструктурой, обеспеченных энергетическими мощностями, базами, рабочей силой, железнодорожными, речными и шоссейными путями сообщениями. Ромашкинское месторождение является уникальным по своим размерам и извлекаемым запасам, относится по международной классификации к категории «супергигант», входя в десятку крупнейших в мире /13/.

Глубокие и весьма широкие долины рек расчленили территорию района месторождения на отдельные платообразные возвышенности - сырты, которые в северной части месторождения постепенно снижаются, переходя в холмистую равнину. На склонах и вершинах сыртов Бугульминской возвышенности часто встречаются небольшие участки степей. Такие степные участки можно назвать фрагментами каменистой степи, продвинувшейся на север, в пределы лесостепной зоны, благодаря сухим и контрастным условиям крутых склонов.

Район отличается большой густотой речной сети систем Ика, Степного Зая, Шешмы и Большого Черемшана. Причина этого заключается в особенностях рельефа и геологического строения района месторождения. Широкоступенчатый, расчлененный рельеф Бугульминско-Белебеевской возвышенности благоприятствует достаточному увлажнению территории атмосферными осадками, а характер напластований осадочных толщ, их состав и сильная разрушенность и щебнистость определяют лучшие в пределах Татарстана условия для просачивания в грунт выпавших осадков.

Климат района резко континентальный - суровая холодная зима с сильными ветрами, буранами и жаркое лето, быстрый переход от зимы к лету, неустойчивость выпадения атмосферных осадков. Средняя январская температура колеблется от - 10,7° до - 14,5°С. В отдельные годы температура воздуха зимой достигает - 45°. Лето жаркое, средняя июньская температура колеблется от +18,5°С до +19,5°С. Максимальная летняя температура достигает + 38°С.В период с мая по октябрь выпадает свыше 50% годового количества осадков. Максимальное выпадение осадков наблюдается в июне и августе, достигая 74-96 мм, и минимальное - в феврале и ноябре от 8 до 28 мм. Относительная влажность воздуха в зимнее время года постоянна. В январе влажность достигает 85-90% (70% летом). Среднегодовая величина атмосферного давления колеблется в пределах от 730 до 735 ммрт. ст. Прохождение циклонов и антициклонов даёт абсолютное минимальное давление, равное 722 мм, а абсолютное максимальное - 765 мм. Преобладают юго-западные ветра. Средняя годовая скорость ветра - 4,5 м/сек, а максимальная - 15-22 м/сек.

В настоящее время Татарстан является густо населенной частью Поволжья. Средняя плотность населения составляет 47,5 человек на 1 км². Основное население татары - 53%, русские - 43%, чуваши, марийцы, удмурты, мордва - 3,2%, остальные нации - 0,8%.

В экономическом отношении район Ромашкинского нефтяного месторождения находится между ведущими центрами юго-востока Татарстана: Альметьевском, Бугульмой, Азнакаево и Лениногорском. Находясь в окружении нефтяных промыслов, эти города исполняют роль руководящего центра и связующего звена между нефтедобычей и материальным и научным обеспечением добычи. Они содействуют механизации и автоматизации производства, техническому перевооружению промыслов, внедрению в производство передовых методов и передовой технологии. В то же время каждый город выполняет свою функцию в этом сложном производственном комплексе.

Рис. 1.1 Обзорная карта района работ. Составили Н.Г. Абдуллин, Л.З. Аминов, В.С. Суетенков /13/.



2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ

Первые сведения о геологии и полезных ископаемых Татарстана встречаются в трудах 18 и 19 веков - Лапласа, Лепехина, Гурьева и др. История геологического изучения Урало-Волжской нефтеносной области нашла свое отражение в трудах академика Губкина И.М., Мельникова А.М. и многих других. Выходы битума по рекам Шуме, Кичую и обильные нефтепроявления в районе с. Сюкеево издавна привлекали внимание геологов. Первые геологические исследования с целью определения промышленного значения и перспектив разработки нефти в Татарстане были предприняты горными инженерами - профессорами Еремеевым П.В., Романовским Г.Д. Романовский пришел к выводу о необходимости постановки бурения на каменноугольные и девонские слои, считал, что нефть поднимается из глубоких слоев земли по трещинам, а исход ее должен начинаться в девонских отложениях. В разведку Ромашкинское поднятие было введено в 1944 году. В1948 году в скважине №3, расположенной около деревни Тимяш были вскрыты нефтяные песчаники в девоне, а 25 июня при испытании этой скважины был получен первый фонтан нефти с дебитом 120 т/сутки.

Эксплуатационное бурение на Ромашкинском месторождении началось в 1952 году. Девонские месторождения до настоящего времени составляют основную базу нефтяной промышленности Татарстана. Поисково-разведочные работы на территории Татарстана продолжаются до настоящего времени. Результаты их показывают, что здесь еще имеются площади, где можно обнаружить новые залежи нефти. В последнее время особое внимание уделяют детальному изучению карбонатных отложений девонского и каменноугольного возраста, а также битумов верхнепермских отложений.

История изучения геологического строения Ромашкинского месторождения тесно связана с изучением нефтегазоносности Татарии и всего Урало-Поволжья в целом.

Территория Татарии имеет более двухсотлетнюю историю геологических исследований её земель.

На первом этапе дореволюционного периода (1762-1917 гг.) геология Татарии освещена в трудах видных исследователей: Н. Рычкова (1762), Штукенберга (1877), С.Н. Никитина (1901), А.В. Печеева (1913) и др.

В этот период были обнаружены поверхностные нефтепроявления в пермских отложениях Сок, Шешма и другие.

В послереволюционный период исследованиями территории занимались И.М. Губкин, М.Э. Ногинский, А.Д. Архангельский, Е.И. Тихвинская и другие.

В 1919 году проводились разведочные работы в районе Сарабикулово, Шугурова и Камышлы под руководством П.Н. Бутова и Я.С. Сергеева.

В 1921-1928 годах геологами Казанского Государственного Университета под руководством М.Э. Ноинского был выполнен объём геолого-съёмочных работ.

В 1933-1934 годах геологи треста «Востокнефть» дали геологическое описание и составили структурную карту юго-западной части Ромашкинского месторождения, выявили Шугуровскую и Ромашкинскую брахиантиклинальные складки и Миннибаевское поднятие.

В 1934 году В.П. Орлов провел магнитометрические работы на территории ТАССР.

В 1935 году Г. Гжузе и А.М. Мельникова провели структурно-геологическую съёмку и составили структурные карты по кровле нижнеказанского и оолитового известняка верхнеказанского подъярусов.

В 1949 году под редакцией А.М. Мельникова, С.П. Егорова и Г.П. Игнатовича была составлена структурная карта ТАССР по кровле нижнеказанского подъяруса в масштабе 1: 200000.

В 1948 году на Ромашкинском месторождении начато бурение глубоких нефтепоисковых скважин.

В 1949 году из скважины №3 получен первый фонтан нефти из девонских отложений дебитом 120т/сут. Она явилась первооткрывательницей Ромашкинского месторождения.

По геологическому строению и нефтеносности каменноугольных отложений Татарии обширный материал был накоплен к 40-м годам.

Первый этап разведки охватывает период с начала открытия месторождения до 1965 года. В эти годы проводилась разведка залежей нефти базисного объекта - горизонтов Д₁ и Д₀. Этот этап можно разделить на два подэтапа - предварительный и детальной разведки. На первом подэтапе выяснилось, что залежи нефти в пашийском и кыновском горизонтах контролируется структурой первого порядка ЮТС. Подэтап детальной разведки можно, в свою очередь, разделить на два периода, на первом из них главной задачей ставилось оконтуривание залежей и выявление основных закономерностей развития коллекторов. Во втором периоде основной задачей ставилось уточнение деталей геологического строения периферийных частей месторождения, изучение зональной неоднородности пластов и выявление участков отсутствия коллекторов, а также уточнение контуров нефтеносности, как эксплутационного объекта, так и отдельных его пластов.

На втором этапе были проведены поисково-разведочные и детальные геологоразведочные работы по подготовке и разработке наиболее продуктивных залежей в регионально - нефтеносных горизонтах нижнего карбона бобриковском и кизеловском.

На третьем этапе в 1970-1982 годах была проведена разведка залежей нефти вверей - башкирских отложениях.

Четвертый этап разведки Ромашкинского месторождения начался с 1982 года и, очевидно, будет являться завершающим. Он связан с разведкой залежей нефти в локально нефтеносных горизонтах карбона и девона /8,13/.



3. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА РАБОТ

3.1 Стратиграфия

По материалам глубокого и структурного бурения установлено, что в геологическом строении изученной площади принимают участие породы докембрийского кристаллического фундамента и осадочного чехла, представленного отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем.

Возраст кристаллического фундамента архейский. Кровля пород фундамента сильно разрушена и образует кору выветривания.

Девонская система (D) представляет собой терригенные отложения среднего отдела и терригенно-карбонатные верхнего.

В составе среднего отдела (D₂) выделяются отложения живетского (D₂zv) и эйфельского (D₂ ef) ярусов.

Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта (D₂¹bs) являются наиболее палеонтологически охарактеризованными образованиями девона Ромашкинского месторождения, распространенные, в основном, на его южных и центральных площадях. Мощность бийского горизонта достигает 36 м.

В живетском ярусе выделяется старооскольский горизонт (D₂st), объединяющий в своем составе воробьевские (D₂²vb) (пласт Д_IV), ардатовские (D₂²ar) (пласт Д_III) и муллинские (D₂²ml) (пласт Д_II) слои. Пласт Д_IV представлен светло-серыми или темно-коричневыми, нефтенасыщенными песчаниками крупнозернистыми, плохо отсортированными. Редки прослои глинисто-алевролитовых и карбонатных пород. Верхняя граница проводится по кровле аргиллитовой пачки над пластом. Пласт Д_III слагается глинистыми алевролитами пятнисто-окрашенными с прослоями оолитовых руд и мелкозернистых песчаников. В пределах верхней карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется электрорепер «средний известняк»- буровато-серые, темно серые органогенные известняки. Пласт Д_II сложен темно серыми песчаными алевролитами и мелкозернистыми серыми песчаниками. Характерно присутствие зеленовато-серых глинистых алевролитов с органическими остатками. Мощность старооскольского горизонта составляет от 0 до 138 м.

В разрезе верхнего отдела (D₃) выделяются франский (D₃fr) и фаменский (D₃fm) ярусы, которые делятся на нижний, средний и верхний подъярусы.

К нижнефранкскому подъярусу (D₃fr₁) приурочены отложения пашийского и кыновского горизонтов.

Пашийский горизонт (D₃fr₁рs) сложен переслаивающимися нефтеносными песчанистыми алевролитами и глинистыми аргиллитами. Имеет мощность от 24 до 52 м.

Отложения кыновского (D₃fr₁kn) горизонта четко ограничиваются по материалам ГИС реперами. В подошве его репер «верхний известняк», представленный пачкой карбонатных пород, сложенных темно серыми известняками и доломитами. Выше залегают темно- и зеленовато-коричневые аргиллиты и алевролиты. Еще выше прослеживается репер «аяксы», сложенный известняками. Мощность горизонта 20-30 м.

В разрезе среднефранкского подъяруса (D₃fr₂) выделяются отложения саргаевского и семилукского горизонтов.

Саргаевский горизонт (D₃fr₂sr) сложен переслаиванием известняков зелено-серых, глинистых, черных и битуминозных мергелей, мощность горизонта составляет 3-60 м.

Для отложений семилукского горизонта (D₃fr₂sm) характерны темно серые, битуминозные, участками сильно окремнелые, трещиноватые известняки с прослоями мергелей и горючих сланцев. Мощность горизонта от 30 до 50 м.

В пределах верхнефранкского подъяруса (D₃fr₃) выделяются речицкий (D₃fr₃rc), воронежский (D₃fr₃vr), евлановский (D₃fr₃ev) и ливенский (D₃fr₃lv) горизонты.

Отложения речицкого горизонта представлены серыми и темно серыми прослоями органогенных известняками. Мощность горизонта от 33 до 50 м.

Воронежский горизонт слагается известняками неравномерно глинистыми, в различной степени доломитизированными. В отдельных местах переходит в доломит известковый, с прослоями мергелей. Мощность от 44 до 87 м.

Евлановский и ливенский горизонты представлены известняками серыми и темно-серыми с буроватым оттенком, доломитизированными, отмечаются прослои доломитов и реже мергелей. Мощность горизонта изменяется от 20 до 150 м.

Фаменский ярус (D₃fm) слагается нижнефаменским и верхнефаменским подъярусами.

Нижнефаменский подъярус (D₃fm₁) слагается отложениями задонского (D₃fm₁zd) и елецкого (D₃fm₁el) горизонтов. Они сложены светло-серыми известняками, участками пористыми и кавернозными, и доломитами светло-серыми, иногда с включением гипса и ангидрита. Мощность задонского горизонта 30-60 м, а елецкого 70-111 м.

Для отложений данково-лебедянского (D₃fm₂dn+lb) горизонтов среднефаменского подъяруса (D₃fm₂) характерно переслаивание светлых, часто сильно перекристализованных известняков с тонкими прослоями доломитов и трещиноватых, битуминозных известняков. Мощность горизонта 50 м.

В верхнефаменском подъярусе (D₃fm₃) выделяются озерско-хованские отложения и зиганский горизонт (D₃fm₃zg) в нижней части ранее выделявшегося заволжского горизонта. Подъяруссложен известняками серыми и светло-серыми с неровными поверхностями напластования, участками отмечается неравномерное нефтенасыщение. Мощность горизонта 50-80 м.

Каменоугольная система (С) на территории месторождения представлена 3 отделами: нижний, средний и верхний.

Нижний отдел(C₁) представлен турнейским (С₁t), визейским (С₁v) и серпуховским (С₁s) ярусами.

Турнейский ярус включает ханинский и шурановский надгоризонты. В ханинском надгоризонте (С₁t₁) выделяются три горизонта: гумеровский (С₁t₁gm), малевский (С₁t₁ml) и упинский (С₁t₁up). Отложения подъярусов представлены известняками серыми. Общая мощность горизонтов 30 м. В шурановском надгоризонте (С₁t₂) выделяются черепетский и кизеловский горизонты общей мощностью до 50 м. Черепетский горизонт (С₁t₂cr) представлен серыми, крепкими, иногда пористыми нефтенасыщенными известняками. Кизеловский горизонт (С₁t₂kz) слагается известняками светло-серыми и буровато-коричневыми, пористыми, нефтенасыщенными.

Визейский ярус делится на кожимский (С₁v₁kzh) и окский (С₁v₁ok) надгоризонты или нижний и верхний подъярусы. В кожимском надгоризонте выделяются косьвинский (ранее - елховский) (С₁v₁ks), радаевский (С₁v₁rd) и бобриковский (С₁v₁bb)горизонты. Первые два горизонта слагаются внизу аргиллитами, а выше с включением прослоев песчаников и алевролитов. Общая мощность горизонтов 14-16 м. Бобриковский горизонт сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, иногда с линзами углей. Песчаники и алевролиты, серые до темно бурых в зависимости от нефтенасыщения, преимущественно мелкозернистые, кварцевые. В кровле граница отмечается переходом в глинистые известняки тульского горизонта. Мощность горизонта 20-25м.

В составе окского надгоризонта или верхневизейского подъяруса выделяются тульский (С₁v₂tl), алексинский (С₁v₂al) и михайловский (С₁v₂mh) горизонты. В строении тульского горизонта могут принимать участие как терригенные, так и карбонатные породы. Терригенные породы представлены песчаниками и алевролитами и аргиллитами с примесью углисто-глинистого материала. Карбонаты представлены известняками зернистыми, глинистыми, нередко окремнелыми. Мощность горизонта 20 м. Алексинский горизонт в целом сложен переслаиванием терригенных и карбонатных пород, представленных аргиллитами и алевролитами темно серыми, углистыми и известняками органогенно-обломочными и микрозернистыми, серыми, а также доломитами, нередко трещиноватыми. Отложения михайловского горизонта представлены доломитами серыми и буро-серыми с линзами ангидрита. Общая мощность надгоризонта до 150 м.

Отложения серпуховского яруса включают тарусский (C₁s₁tr), стешевский (C₁s₁ct) и протвинский (C₁s₂pr) горизонты, представленные кристаллически-зернистыми, желтовато-серыми и буровато-белыми доломитами, перекристаллизованными, прослоями кавернозными и трещиноватыми. Мощность яруса 150 м.

Средний отдел (C₂) включает башкирский (С₂b) и московский (С₂m) ярусы.

Башкирский ярус представлен известняками светло-серыми, органогенно-обломочными и зернистыми с прослоями доломитов светло-серых, тонко- и микрозернистых, прослоями загипсованных. Верхняя граница проводится по смене карбонатных пород на терригенные верейского горизонта. Мощность пачки пород башкирского возраста 20-40 м.

Московский ярус подразделяется на верейский (С₂m₁vr), каширский (С₂m₁ks), подольский (С₂m₂pd) и мячковский (С₂m₂mc) горизонты. Отложения верейского горизонта представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов; в средней части горизонта выделяются органогенно-обломочные и органогенные серые и темно серые известняки. Мощность горизонта 35-55 м. Для отложений каширского, подольского и мячковского горизонтов характерны известняки светло-серые, а также доломиты светло-серые, участками известковистые. Наблюдаются фораминиферовые, брахиоподовые и водораслевые разности. Общая мощность горизонтов 200-250 м.

Так как отложения верхнего отдела(C₃) не представляют собой промышленного интереса, то в литературе их рассматривают как мощную толщу карбонатных пород, которые в нижней части представлены серыми и светло-серыми органогенно-обломочными доломитизированными известняками. Верхняя часть сложена доломитами светло-серыми и серыми, мелкокристаллическими и зернистыми. Характерна загипсованность пород, изредка - прослои кремней. Мощность отложений 200-250 м.

Пермская система (Р) представлена нижним и верхним отделами.

В нижнем отделе (P₁) выделяются ассельский (Р₁a), сакмарский (Р₁s), артинский (Р₁ar) и кунгурский (Р₁kg) ярусы. Ассельский ярус сложен переслаиванием глинистых органогенно-обломочных известняков и загипсованных доломитов. Самаро-артинские отложения сложены карбонатно-сульфатными и глинисто-карбонатными породами с редкими прослоями известняков. Для отложений кунгурского яруса характерны гипсы с прослоями доломитов. Общая мощность отдела 400 м.

В разрезе верхнего отдела (P₂) выделяются уфимский (Р₂u), казанский (Р₂kz) и татарский (Р₂t) ярусы. Отложения уфимского яруса сложены пестроцветными и красноцветными песчанистыми глинами, песчаниками, аргиллитами, алевролитами и мергелями. Встречаются прослои известняков и гипса. Мощность отложений до 100 м. Отложения казанского яруса делятся на два подъяруса: нижнеказанский(P₂kz₁) сложен серыми и зеленовато-серыми известковистыми песчаниками и глинами; верхнеказанский (P₂kz₂) - переслаиванием красноцветных глин и песчаников. Мощность яруса 150 м. Отложения татарского яруса залегают на размытой поверхности казанского яруса и представлены пестроокрашеными, желтовато-бурыми и красными глинами и песчаниками с редкими прослоями черных известняков и мергелей. Мощность отложений 100 м.

Четвертичные отложения (Q)представлены на всей территории аллювиальными осадками речных долин в виде галечников и суглинков, а также желтыми и желтовато-серыми суглинками и глинами делювия водораздела и склонов. Мощность отложений 5-10 м /8,9/.



3.2 Тектоника

Ромашкинское месторождение приурочено к купальной части ЮТС, являющейся крупным тектоническим сооружением первого порядка. Поверхность кристаллического фундамента имеет сложное глыбо-блоковое строение. Наиболее выдержаны структурные планы по поверхностям реперов «верхний известняк» и «средний известняк». Прогибы трассируются по всей центральной части ЮТС и продолжаются в виде единых линейных зон на его склонах. В пределах валообразных зон над наиболее приподнятыми блоками фундамента в терригенной толще девона сформированы небольшие по размерам мало амплитудные поднятия, которые при наличии коллектора и покрышки служат ловушками залежей нефти.

По поверхности фундамента с запада на восток в пределах исследуемой площади можно выделить три крупных блока: Акташско-Ново-Елховский, Миннибаевско-Алькеевский и Чишминско-Южноромашкинский. Блоки имеют форму линейных гряд субмеридионального простирания и отделяются друг от друга узкими грабенообразнымии Алтунино-Шунакским и Елгинско-Миннибаевским прогибами.

На месте резко выраженных по фундаменту гряд в структуре терригенного девона выделяется Ромашкинское поднятие и Акташско-Ново-Елховский вал. Исследуемая площадь приурочена к южному окончанию Акташско-Ново-Елховского вала (Ново-Елховский участок) и крайней юго-западной части Ромашкинской структуры (Ромашкинский участок).

Поверхность кристаллического фундамента в пределах площади представляет собой моноклинальный склон, ступенчато погружающийся в юго-западном направлении от абсолютной отметки -1609 м до -1681 м, осложненный в центральной и в юго-западной частях поднятиями с амплитудой 10м.

Структурные планы палеозойского осадочного чехла, в зависимости от комплекса осадков, условий и времени формирования, носят различную степень унаследованности от рельефа фундамента.

Структурный план по отложениям терригенного девона унаследован от кристаллического фундамента и генетически с ней связан. Ромашкинский купол занимает высокое гипсометрическое положение с отметками от -1419 м до -1454 м. Поверхность сохраняет региональный наклон в юго-западном направлении в относительно сглаженной форме и осложнена малоамплитудными поднятиями.

Ромашкинский купол отделяется от Акташско-Ново-Елховского вала Алтунино-Шунакским грабеноообразным прогибом, имеющим субмеридиональное простирание. Алтунино-Шунакский прогиб по отложениям терригенного девона картируется на абсолютных отметках от -1497 м до -1505 м. Его глубина составляет 50 м, ширина изменяется от 2.5 до 5 км. Восточный борт крутой и изменяется от 20 до 35 м. Западный борт более пологий 10-15м. Западнее Алтунино-Шунакского прогиба закартирован по данным глубокого бурения небольшой фрагмент Акташско-Ново-Елховского вала, имеющего субмеридиональное простирание и представляющего собой чередование приподнятых участков, отделяющихся друг от друга узкими протяженными прогибами (0.3 - 1.0 км). Прогибы и приподнятые зоны имеют северо-западное и субмеридиональное простирание.

В восточной и центральной частях исследуемой площади, приуроченной к юго-западной части Ромашкинской структуры, картируется Куакбашский вал, вытянутый в субмеридиональном направлении. Куакбашский вал имеет ассиметричное строение с более крутым юго-западным крылом. С юга на север валообразная зона состоит из цепочки крупных структур III порядка, закартированных в пределах площади. Поднятия в свою очередь осложняются небольшими вершинами различной конфигурации, амплитуды, но преимущественно субмеридионального направления и отделяются друг от друга небольшими седловинами и узкими непротяженными прогибами. В западной части исследуемой площади, приуроченной к южному окончанию Акташско-Ново-Елховского вала картируется северная часть Федотовской и краевая юго-восточная часть Южно-Елховской структурных зон. Федотовская структурная зона в пределах участка работ состоит из двух вытянутых в субмеридиональном направлении валообразных поднятий, имеющих неправильную форму, отделяющихся друг от друга прогибом глубиной от первых единиц до 10 м. Федотовская структурная зона с севера ограничена от краевой юго-восточной части Южно-Елховской структурной зоны обширной прогибовой зоной, осложненной поднятиями с амплитудой до 30 м. Особенностью строения западной части площади является развитие посттурнейских врезов, вскрытых большим количеством скважин.

На площади выделены врезы двух типов: 1-й тип - это узкие, протяженные врезы с глубиной врезания до 40 м, 2-й тип - небольшие локальные (0.5х0.8 км) с глубиной размыва 6-10 м. На Федотовской структурной зоне с эрозионными врезами связаны нефтепроявления в отложениях бобриковского горизонта.

Структурный план по кровле верейского горизонта среднего карбона является структурной поверхностью с определенной долей условности, характеризующей морфологию залежи нефти, контролирующей среднекаменноугольные отложения. Здесь также четко прослеживается крупное валообразное Куакбашское поднятие, имеющее северо-восточное простирание. Западный склон крутой, его амплитуда составляет 15 м. Восточный склон расположен за пределами исследуемого участка. В западной части исследуемого участка работ отчетливо картируются поднятия, осложняющие Федотовскую и Южно-Елховскую структурные зоны, сохраняющие свое направление и асимметричность.

Сохраняется закономерность выполаживания общего плана поверхности и отдельных куполовидных структур.

Структурные планы по кровельным частям верхнего карбона и нижней перми сохраняют террасовидное строение в пределах сводовой части и его склонов. Размеры и амплитуда Куакбашской, Федотовской и Южно-Елховской структурных зон постепенно уменьшаются /8,13/.

3.3 Нефтеносность

Свойства нефти в пределах Ромашкинского месторождения различны "снизу вверх" по разрезу от терригенных отложений девона до каширских отложений верхнего карбона свойства нефти значительно ухудшаются. Наблюдается утяжеление от 800 до 920-960 кг/м³, уменьшение газосодержания от 60 до 3,2 м³/т, повышение вязкости от 4 до 100-160 МПа*с, уменьшение легких углеводородов, увеличение содержания серы. Нефти девонских отложений относятся к типу легких, сернистых, парафинистых, смолистых. Основными промышленно-нефтеносными объектами являются отложения пашийского и кыновского горизонтов верхнего девона. Помимо этого нефтеносность установлена в живетском ярусе среднего девона. Продуктивным отложениям пашийского горизонта присуща изменчивость коллекторских свойств. Характерной для всех пластов горизонта Д₁является ориентация полосообразных линзовидных форм коллектора в меридиальном направлении. В кыновском горизонте (Д₀) продуктивный пласт сложен песчано-алевролитовыми породами, которые к востоку замещаются глинистыми породами. Пласт Д₀ почти не отличается по коллекторским свойствам от пласта Д₁. В табл. 1 приведена краткая характеристика физико-химических свойств нефти пластов Д₀ и Д₁.

Таблица 1

Параметры	Значения параметров
	Д1	Д0
Удельный вес (г/см3)	0,864	0,886
Давления насыщения (кг/см2)	88,9	49,0
Пластовый газовый фактор (м/т)	59,2	60,2
Вязкость пластовой нефти (спз)	2,5	3,7
Подвижность пластовой нефти (спз)	0,16	0,07
Содержание, %
Асфальтенов	3,4	6,2
Серы	1,6	3,2
Смол	1,9	35,4
Парафина	4,1	3,3

Нефти всех отложений карбона близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых. Нефтеносность установлена в малевско-упинских, заволжских, кизеловских, бобриковских отложениях нижнего карбона, верей-башкирских отложениях среднего карбона.

Кроме нефти и газа на Ромашкинском месторождении имеются запасы природных твердых битумов. За весь период целенаправленного изучения на поиски, разведку и доразведку битумов пробурено (с учетом целевых и попутных работ) 769,2 тыс. м скважин, отобран керн в количестве 347,8 тыс. м, специальным комплексом ГИС исследовано (полностью или частично) 4000 скважин, испытано 418 объектов (168 скважин), проведено около 300 тыс. различных лабораторных анализов. Планомерные работы позволили выявить 144 различных битумоскоплений, в том числе 115 в уфимском, 28 в казанском и 1 в нижнепермском комплексах. По состоянию изученности и геологическим условиям залегания битумов выделяются 18 разведанных месторождений, 60 предварительно разведанных залежей и 66 залежей, выявленных 1 - 3 скважинами. Установлено, что битумы обычно залегают на небольших глубинах (от 0 до 400 м) и представляют собой тяжелые, высоковязкие гипергенно преобразованные нефти. Они являются ценным сырьем, содержащим, кроме углеводородной основы, редкие металлы, серу и другие полезные продукты./8/

3.4 Гидрогеология

Водовмещающими породами на территории Ромашкинского месторождения являются песчаники, алевролиты трещиноватые пористо-кавернозные известняки и доломиты, а водоупорными - аргиллиты, сланцы, плотные глинистые и карбонатные породы, гидрохимические толщи.

Воды четвертичных отложений

Пресные воды обладают незначительным удельным весом, относятся к группе гидрокарбонатных.

Воды пермских отложений

Воды верхнепермских отложений пресные, гидрокарбонатно-кальциевого типа. Минерализация до 1 г/л.

Воды нижнепермских отложений сульфатно-кальциевого типа.

Минерализация от 1 до 4 г/л, удельный вес изменяется от 1,001 до 1,003 г/см³.

Воды московского яруса

Воды мячковского и каширского горизонтов изменяются от сульфатно-натриевых до хлоридно-натриевых. Удельный вес колеблется от 1,005 до 1,04 г/см³. Общая минерализация от 5 до 50 г/л. В водах присутствует йод до 1 мг/л, бром 40-75 мг/л, аммоний 28-41 мг/л.

Воды визейского яруса

Хлоридно-натриевые. Удельный вес изменяется от 1,13 до 1,16 г/см³.

Минерализация колеблется от 190 до262 г/л. Из микро компонентов присутствует йод 6-8 мг/л, бром 300 - 400 мг/л, аммоний 116 - 198 мг/л.Вязкость воды изменяется от 1,5 до 1,7 спз.

Воды турнейского яруса

По составу хлоридно-натриевые, удельный вес 1,15 -- 1,17 г/см³. Минерализация 240 -265 г/л.

Воды франского и фаменского ярусов

По составу хлоридно-натриевые. Минерализация 250-260 г/л, удельный вес 1,163-1,18 г/см³,вязкость составляет 1,74-1,77 спз. По водорастворенному газу воды азотно-метановые. Температура вод в нижнефранкских и фаменскихотложениях от 27-36,7°С.

Воды живетского и эйфельского ярусов

Хлоркальциевые, сильно минерализованные, удельный вес 1,18-1,19 г/см³,вязкость 1,8 спз. Из микрокомпонентов присутствуют: йод, бром, стронций. Температура вод терригенного девона 31-38єС.



4. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Для эксплуатации нефтяных пластов необходимо их изолировать от других пластов. Если эти условия не выполняются, то есть герметичность колонны нарушена, и в пласт поступает вода, то отбор нефти затрудняется или становится невозможным. Поэтому после окончания бурения и цементирования колонны, а также на протяжении всего времени разработки месторождения, методами ГИС периодически производится проверка технического состояния скважины.

Промыслово-геофизический контроль технического состояния скважин является актуальной задачей на протяжении всего срока их эксплуатации от строительства до ликвидации. В некоторых случаях ведется технический мониторинг и ликвидированных скважин. При помощи геофизических и других методов решаются проблемы предупреждения аварий при бурении, определения необходимого объема цемента и точности установки колонн и скважинного оборудования, мониторинга технического состояния скважины в процессе эксплуатации, выявления и локализации дефектов и оценки их влияния на работу скважины, проверки качества ремонтных работ и операций /4/.

При контроле за техническим состоянием скважины производятся и решаются следующие задачи:

· установление местоположения муфтовых соединений колонны, участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра;

· выявление дефектов в обсадных и насосно-компрессорных трубах (отверстия, трещины, вмятины);

· определение мест притока или поглощения и интервалов затрубной циркуляции жидкости;

· контроль за установкой глубинного оборудования.



4.1 Определение герметичности колонны

Нарушения герметичности колонны выявляются с помощью исследований, проводимых прибором КСА-Т7.Данный прибор имеет следующие каналы: температуры, расходомера, влагомера, давления, гамма-каротажа и локатора муфт.

Термометрия

Основным параметром, который несет информационную нагрузку в методе термометрии, является температура. Температура -- это энергетический параметр системы, и поэтому любое изменение системы вследствие изменения режима работы скважины, уменьшения или увеличения давления, промывки, нарушения целостности колонны и приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина -- пласт является очень чувствительной системой, и на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью.

Температурные исследования проводятся в большом объёме, как в необсаженных (бурящихся), так и в эксплуатационных скважинах различных категорий при контроле за разработкой нефтяных месторождений (добывающие, нагнетательные, контрольные). Все геофизические диаграммы записываются при движении прибора по стволу скважины снизу вверх. Термометр является исключением - его диаграммы пишутся при спуске. Это необходимо для того, чтобы не перемешивать жидкость ствола скважины движением каротажного кабеля, не ухудшить температурную дифференциацию по вертикали. Повторный замер проводиться на подъёме с той же скоростью. При затрудненном спуске прибора за счет посадок в сильно наклонных или загрязненных скважинах основным следует считать замер на подъёме. В интервалах с повышенным градиентом температур и в зоне с температурными аномалиями скорость регистрации следует снижать до 600 м/час. Термограммы, зарегистрированные при подъёме и при спуске прибора в скважине, могут отличаться как по абсолютному значению температуры, так и по конфигурации. Эти отличия обусловлены тем, что термограмма, зарегистрированная при подъёме искажена.

При регистрации термограммы при подъёме прибора жидкость в интервале исследования смещается вниз, изменяя при этом первоначальное распределение температуры в скважине. Причём следует учесть, что термограмма, зарегистрированная при подъёме смещается вправо при положительном градиенте в скважине, и смещается влево при отрицательном градиенте.

Физическими предпосылками обнаружения заколонной циркуляции и движения закачиваемой воды по перфорированными пластами, определения поглощающих интервалов и места негерметичности обсадной колонны являются различные условия теплообмена скважины с породой, а также дроссельный и адиабатический эффекты. Проявление этих эффектов в скважине зависит от многих факторов: соотношения пластового давления и давления закачки, величины приёмистости интервалами перфорации и в месте негерметичности колонны, режима работы скважины. Поэтому выбор методики проведения термических исследований в нагнетательных скважинах определяет успех в решении поставленных задач.

Расходометрия

Измерение скорости потока жидкости по стволу скважины с целью определения характера (профиля) притока жидкости в эксплуатируемых нефтяных скважинах или профиля расхода (приемистости) воды в нагнетательных скважинах.

Измерения проводятся термокондуктивными и механическими расходомерами.

Основной частью термокондуктивного расходомера является нагреваемый электрическим током датчик. Поток жидкости, охлаждая датчик, меняет его сопротивление. По изменению сопротивления судят о скорости потока. Прибор дает лишь качественную картину профиля притока.

Для более точных измерений применяется механический расходомер с поточечной регистрацией результатов измерения, основной рабочей частью которого является крыльчатка, вращающаяся под действием потока жидкости. Скорость вращения крыльчатки зависит от скорости потока. Вращательное движение крыльчатки преобразуется в электрические импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность.

По данным измерений строят кривую дебита или расхода жидкости. Характер профилей притока и расхода позволяет судить о необходимости проведения работ по интенсификации притока, а также несет информацию об эффективной мощности продуктивного пласта.

Влагометрия

Влагометрия скважины заключается в измерении содержания воды в жидкости, заполняющей скважину. Резкое различие между диэлектрической проницаемостью воды (еґ?80) и нефти (еґ?2 - 6) дает возможность создать по этому принципу прибор диэлектрического влагомера. Регистрация кривой влагомером производится при его подъеме со скоростью 100-500м/ч; горизонтальный масштаб колеблется в пределах 0,5-1 кГц/см.

Для определения содержания воды (в %) в смеси жидкости влагомер перед измерением градуируют. К недостаткам влагомеров относятся зависимость результатов измерения от степени дисперсности нефти и воды в скважине, резкое снижение чувствительности к изменению водосодержания в тех случаях, когда водосодержание более 50%. Однако, несмотря на эти недостатки, замеры влагомером дают дополнительную информацию, при контроле за обводнением перфорированных скважин.

Гамма-каротаж

Радиоактивность горных пород в основном обусловлена содержанием в них природных радиоактивных элементов ториевого и радиево-уранового ряда, а также радиоактивного изотопа К⁴⁰ (в природной смеси изотопов калия его содержится 0.012%).

Из осадочных горных пород наибольшей радиоактивностью обладают глины, а затем различные глинистые породы - глинистые алевролиты, глинистые песчаники, мергели и т.д. как правило, чем больше содержания глинистого материала в породе, тем больше её радиоактивность.

Песчаники, известняки и доломиты имеют малую радиоактивность; наименьшей радиоактивностью обладают каменная соль, ангидриты и угли. В соответствии с этим глинистые пласты будут отмечаться максимумами (отклонениями вправо), а песчаные и чистые карбонатные пласты - минимумами (отклонениями влево) гамма-каротажной кривой.

Указанная закономерность не всегда выдерживается. Так, встречаются песчаные и карбонатные пласты, обогащенные радиоактивными веществами и отмечаемые высокими показаниями на кривой ГК. В то же время радиоактивность различных глин неодинакова и на гамма-каротажной кривой иногда наблюдаются отклонения, вызванные изменением радиоактивности глин. В связи с этим интерпретацию диаграмм ГК следует проводить с учетом характеристик пород по гамма-активности, полученной на основании обобщения материалов ГК по ранее пробуренным скважинам и данным анализа кернов по тому или иному району.

Условно можно говорить о некотором радиусе действия ГМ. Величина его зависит от характера среды (её поглощающих свойств). Можно считать, что в общем радиус действия установки ГК порядка 30 см.

На показания ГК большое влияние оказывает конструкция скважины. Обсадная колонна, поглощая гамма-излучение, идущее из породы, вызывает как общее снижение измеряемого гама-излучения (смещение кривой влево), так и снижение дифференциации - уменьшение относительных амплитуд отклонения кривых

При количественной интерпретации данных ГК следует исключить влияние условий измерений - привести показания к каким-либо определенным (стандартным) условиям.

За стандартные условия целесообразно принять случай, когда отсутствие влияние скважины (диаметр скважины равен диаметру прибора). Приведенные к этим условиям показания I_пр получим, если учтем поглощение гамма-излучения скважиной. Если при переходе от стенки скважины к прибору гамма-излучение ослабляется в з_г раз, то очевидно,

I_пр= з_гI,

где I - зарегистрированная интенсивность гамма-излучения.

Коэффициент ослабления з_г зависит от произведения ? средней толщины слоя между стенкой скважины и стенкой прибора на его плотность.

При интерпретации данных гама-каротажа пользуются также относительной величиной:

i = I - I_min/ I_max - I_min,

где I, I_minи I_max - показания против пласта и минимальные и максимальные показания на гамма-каротажной кривой в исследуемом интервале скважины /2/.

4.2 Контроль качества обсадных колонн

Контроль качества обсадных колонн производится методом электромагнитной дефектоскопии. В отличие от акустических (ВАК), радиоактивных (СГДТ) методов на ЭМДС не оказывают влияние немагнитные отложения на внутренней поверхности стенки колонны, плотные образования за колонной и буровой раствор.

Метод импульсной электромагнитной дефектоскопии основан на исследовании пространственного распределения в колонне труб затухающих во времени вихревых токов, которые наводят ЭДС в приемной катушке после выключения импульсов тока намагничивания в генераторной катушке.

Характер измеряемого нестационарного сигнала в случае одиночных колонн определяется толщиной стенок (m), диаметром колонны (d), удельной электрической проводимостью () и магнитной проницаемостью () металла.

Чем больше произведение m, тем медленнее затухают вихревые токи, возникшие в трубах. В свою очередь, и могут зависеть не только от заводской технологии, но и от степени коррозии труб.

Теоретически это можно объяснить тем, что металл имеет высокую электропроводность и, если на локальном участке электрический потенциал приобретает значения, способствующие коррозии, то такой потенциал захватывает трубу на довольно большой, по крайней мере, до ближайшей муфты, протяженности.

Если возникла коррозионно-опасная ситуация, то частота точечной коррозии может быть достаточно высокая - до сотен питтингов на квадратный сантиметр. Отдельные питтинги могут со временем превратиться в сквозные отверстия, остальные повреждают металл частично. За счет большого количества они в совокупности изменяют и металла, причем на большом интервале, а вовсе не на миллиметровых участках, как часто считают, исходя из терминов “питтинговая”, точечная коррозия.

Отмечаются случаи, когда при одинаковой толщине труб длительность процессов отличается, что связано с различными электромагнитными характеристиками металла, из которого они изготовлены.

К затуханию токов приводит развитие сети трещин при перфорации, отдельные трещины на протяжении 60-90 мм, уменьшение массы металла при износе. Увеличение массы металла (например, увеличение толщины стенок колонны, соединительная муфта и т.п.), соответственно, увеличивает время затухания переходных процессов.

Метод импульсной электромагнитной дефектоскопии скважин позволяет производить зондирование многоколонных конструкций с временным разделением сигнала от разных колонн. Осуществляется это выбором длительности импульса тока намагничивания в генераторной катушке и паузы, во время которой регистрируют ЭДС на измерительной катушке, а также конструкции зондовой установки. Выбор конкретного интервала времени на кривых становления поля (ЭДС как функция времени - (t)) позволяет обследовать состояние той или иной колонны.

Практика геофизических работ показала, что значительный объем исследований проводится в двух и (или) трехколонных скважинах. В незаглушенных скважинах необходимо исследовать НКТ и следующую за ней обсадную колонну, причем часто в интервале исследований находится третья - техническая колонна. Поэтому важно оценить взаимное влияние колонн друг на друга /1/.

4.2.1 Одноколонная модель

Модель однородной колонны характеризуется четырьмя параметрами. Электромагнитные - магнитная проницаемость (), удельная электропроводность () металла и геометрические - толщина стенки (m) и диаметр трубы (d).

Опыт практических исследований показал /12/, что эффективная магнитная проницаемость () используемых труб лежит в диапазоне 10-80 отн.ед. Условно их можно подразделить на слабомагнитные ( - 10-20), среднемагнитные ( - 20-40) и сильномагнитные ( более 50). Удельная электропроводность, в основном, лежит в диапазоне от 5 МСм/м до 8 МСм/м. Диаметр труб изменяется от 73мм до 114мм для НКТ, и от 140мм до 324мм для обсадных колонн.

Толщина стенки труб лежит в диапазоне 5-9 мм для НКТ, 7-12 мм - для обсадных колонн.

Зависимость измеряемой ЭДС от толщины стенки колонны для НКТ диаметром d=73 мм, удельная электропроводность металла =7 МСм/м приведены на рис.4.1. Чем тоньше труба, тем быстрее затухает сигнал.

Отметим, что на ранних временах амплитуда сигнала в меньшей степени зависит от толщины стенки трубы. Чем толще труба, тем на более поздних временах (t_г) кривые спада ЭДС расходятся. Чем более магнитна среда, тем более растянут нестационарный процесс, но при этом амплитуда на ранних временах уменьшается.

Рис. 4.1 Зависимости ЭДС от толщины стенки НКТ при различных а - =10, б - =20, в - =40, г - = 80. Шифр кривых - толщина стенки, мм /6/.

Такое поведение кривых спада ЭДС по каротажным диаграммам позволяет оценить степень коррозии труб. Чем на более ранних временах амплитуда кривых уменьшается, тем больше потеря металла.

Рис. 4.2 Зависимость ЭДС от диаметра трубы. Шифр кривых диаметра трубы

Процесс затягивается с увеличением диаметра трубы /5/, на рис.4.2 приведен пример измерений в трубах диаметром 146мм и 245мм. С увеличением диаметра ЭДС на ранних временах уменьшается, а на поздних растет.

Электромагнитные свойства металла могут изменяться в процессе эксплуатации колонн. Возникают участки повышенной намагниченности, изменяется электропроводность колонны по сравнению с паспортными данными под действием температуры, коррозии. В ряде случаев в интервале колонны попадают единичные трубы либо небольшие интервалы из другой марки стали, чем основная колонна. Поэтому при оценке состояния колонн важно выделить эти интервалы, чтобы исключить возможность ошибки при количественной интерпретации.