Дефектометрия ОК имеет целью контроль состояния обсадных колонн и выявление их дефектов.
К характеристикам ОК, опущенных в скважину, относятся; внутренний диаметр колонн, толщина стенок, местоположение муфтовых соединений и участков нарушения целостности труб в результате перфорации, трещин и коррозии, местоположение "прихватов" труб горными породами.
Для контроля состояния ОК применяют механические, радиоактивные, индуктивные и оптические методы.
Внутренний диаметр ОК определяют с помощью специальных микрокаверномеров и профилемеров. Эти приборы устроены, в принципе, так же, как и каверномеры и профилемеры для открытого ствола, но имеют более высокую точность (±0,1 см).
Внутренний диаметр необходимо знать для количественной и качественной интерпретации данных цементометрии, расходометрии и радиометрии.
Толщина стенок труб может изменяться под воздействием механических напряжений, коррозии, взрывных работ.
Для определения толщины стенок применяют ГГМ и индукционный
метод.
Приборы, осуществляющие γ-γ-дефектометрию, обычно являются комплексными и, кроме дефектометрии, решают еще и задачи цементометрии скважин. Примером могут служить скважинные гамма-гамма-дефектомеры-толщиномеры, такие как СГДТ-2 и СГДТ-3. На рис. 19.4 показано устройство скважинного прибора СГДТ-3 в продольном разрезе. Прибор представляет собой комбинацию 2 зондов ГГК, короткого и длинного, с одним источником.
В качестве источника у-квантов использован радионуклид Cs137. Детектор короткого зонда-толщиномера размещен в 19 см от источника. Это расстояние и углы наклона коллимационных отверстий выбраны так, чтобы интенсивность рассеянного у-излучения зависела, главным образом, от толщины обсадной колонны. На рис. 19.5 приведен пример диаграммы 1п зонда-толщиномера. Детектор длинного зонда-дефектомера состоит из
3 (через 120°) сцинтилляционных счетчиков.
Рис. 19.4. Конструкция гамма-дефектомера- Рис. 19.5. Пример записи результатов
толщиномера СГДТ-3 гамма-гамма-дефектометрии
Размер длинного зонда (42 см) выбран таким, чтобы на его показания влияла, в основном, плотность среды за стенкой ОК. Между детекторами и источником размещен свинцовый экран. Устранение фона излучения, существующего за счет рассеяния γ -квантов скважинной жидкостью, добиваются уменьшением зазора между кожухом СП и стенкой ОК до 8-10 мм с помощью стального вытеснителя промывочной жидкости.
В верхней части СП установлен детектор канала ГК, диаграммы которого служат для привязки к разрезу скважины кривых толщиномера и дефектомера. Прибор центрируется в скважине рычагами центрирующих фонарей, обеспечивающих его устойчивое положение по оси скважины при углах наклона до 30°.
Электронная схема прибора выполнена на интегральных микросхемах и обеспечивает формирование и передачу на поверхность сигналов по трехжильному кабелю.
Индукционные дефектомеры основаны на принципе электромагнитной дефектоскопии. Скважинный прибор содержит генераторную и приемную катушки, электромагнитная связь между которыми осуществляется по обсадным трубам. Частота переменного тока генератора - 300-400 Гц. Затухание сигнала зависит от толщины стенок труб. По этой причине измеряют либо амплитуду сигнала в приемной катушке, либо сдвиг фаз между сигналами в приемной и генераторной катушках.
Для примера на рис. 19.6 приведена запись результатов индукционной дефектометрии, на которой хорошо фиксируются как дефекты ОК, так и соединительные муфты.
Рис. 19.6. Пример записи результатов индукционной дефектометрии
Оптические методы включают фотографирование и телепередачу изображения из скважины. Они используются для изучения состояния обсадных колонн и фильтров, а в необсаженных скважинах - для изучения геологического разреза.
При фотосъемке или передаче изображения стенка скважины освещается лампой-вспышкой. Естественно, жидкость в скважине должна быть прозрачной.
Определение положения соединительных муфт производится с помощью прибора, называемого локатором муфт (ЛМ).
Простейший локатор муфт (рис. 19.7) состоит из катушки индуктивности с большим количеством витков и 2-х постоянных стержневых магнитов, установленных по обе стороны от катушки одноименными полюсами навстречу друг другу. Оси катушки и магнитов совпадают. Магнитные силовые линии постоянных магнитов пронизывают катушку индуктивности и замыкаются через трубу. При движении локатора в трубе, имеющей постоянную толщину стенок, магнитные потоки обоих магнитов одинаковы и компенсируют друг друга. Сигнал на выходе катушки индуктивности равен 0. При прохождении локатора мимо стальной соединительной муфты сначала усиливается магнитный поток верхнего магнита, затем - нижнего.
Рис. 19.7. Устройство простейшего локатора муфт (а) и вид диаграммы локатора (б)
На выводах катушки появляется двуполярный импульс напряжения (рис. 19.7, б), который и регистрируется на поверхности. Амплитуда сигнала достаточно велика, так что никаких усилителей здесь не требуется. Локатор реагирует и на некоторые повреждения ОК - трещины, перфорационные отверстия. Диаграммы ЛМ используют для точной привязки интервалов перфорации. Муфты служат реперами. Их положение увязывают с маркирующими горизонтами обычных каротажных диаграмм необсаженных скважин путем совместной записи диаграмм ГК и ЛМ. Затем глубину спуска перфораторов проверяют по муфтам колонны. Обычное расстояние между соединительными муфтами - около 10 м. Определение мест прихвата ОК осуществляют с помощью приборов, называемых прихватоопределителями. Эти приборы используют изменение магнитных свойств ОК, связанное с ее механическим напряжением. Как известно, выше прихвата напряжение меньше; (здесь трубы как бы опираются на породу), чем под ним. Прихватоопредeлители так же, как и локатор муфт, содержат катушку индуктивности и пару постоянных магнитов, магнитный поток которых замыкается через, стенку колонны и пересекает витки катушки индуктивности.
Положение "прихвата" можно определить и с помощью обычного локатора муфт. Методика таких работ поясняется рис. 19.8.
Рис 19 8 Определение местоположения прихвата обсадной колонны с помощью локатора муфт: 1 - первичная диаграмма локатора; 2 - после простановки магнитных меток; 3 - после закручивания колонны
Сначала снимают обычную диаграмму ЛМ (кривая 1). Затем в скважину опускают намагничивающее устройство и через определенный интервал ставят на колонне магнитные метки - намагничивают небольшие участки ОК. Снова снимают диаграмму ЛМ (кривая 2), на которой будут отбиты уже не только соединительные муфты, но и магнитные метки. На диаграмме 2 они помечены точками. После этого трубу подвергают механическому усилию - начинают вытаскивать ее с помощью специальных домкратов или закручивать. Это механическое воздействие вызывает размагничивание магнитных меток, и они исчезают. Но ниже 
прихвата механическое усилие не передается, и магнитные метки там сохраняются. Еще раз снимают диаграмму ЛМ (кривая 3). По промежутку, где исчезают магнитные метки, определяют положение прихвата. После этого труба может быть обрезана выше места прихвата и извлечена на поверхность для повторного использования.
Потокометрия в скважинах
Потокометрия — это измерение скорости потока (или расхода) жидкости по стволу скважины. Другие названия этого метода: расходометрия, дебитометрия.
Задачи, решаемые этим методом: определение дебита нефти по пластам и проиласткам в добывающих скважинах или расхода воды в нагнетательных; определение мест притока и поглощения жидкости в скважинах; изучение гидродинамических характеристик пластов-коллекторов.
Приборы, применяемые в этом методе, называются скважинными расходомерами (дебитомерами). Наибольшее распространение имеют инжекционные, термокондуктивные и тахометрические расходомеры.
Инжекционные расходомеры (рис. 19.9) состоят из корпуса с центрирующими фонарями, внутри которого располагается инжектор метки потока и 2 детектора меток. Инжектор впрыскивает в поток метку, т.е. порцию жидкости, отличающуюся от промывочной жидкости по какому-либо физическому свойству (радиоактивности, температуре, прозрачности или электропроводности). Эта метка переносится потоком и улавливается сначала первым, а затем вторым детектором.
Рис. 19.9. Принцип действия
скважинного инжекционного
дебитомера
Засекают время продвижения метки от 1 до 2 детектора и, зная расстояние между ними, рассчитывают скорость потока, а зная диаметр скважины и диаметр самого прибора - расход потока. Относительная погрешность измерений — 2-5%.
Термокондуктивные расходомеры (термоанемометры) представляют собой термочувствительный элемент R,, помещаемый в исследуемый поток и нагретый до температуры, превышающей температуру потока. Схема измерений с термоанемометром приведена на рис. 19.10. При первоначальной температуре (в неподвижной жидкости) измерительный мост сбалансирован, и прибор, включенный в его диагональ, дает нулевые показания.
Набегающий поток жидкости охлаждает чувствительный элемент тем интенсивнее, чем выше cкopocть потока. Баланс моста нарушается, и регистрирующий прибор начинает давать показания.
Приборы этого типа обладают хорошей чувствительностью, однако результаты измерений с ними трудно поддаются количественной интерпретации. К тому же, на результаты сильно влияет изменение теплофизических свойств среды, например, примесь газа, изменение состава, плотности среды и т.п. Тахометрические (механические) расходомеры состоят из первичного преобразователя — датчика скорости потока в виде турбинки или крыльчатки, соосной с потоком, и вторичного преобразователя, вырабатывающего электрический сигнал, пропорциональный числу оборотов крыльчатки за единицу времени.
Рис. 19.10. Электрическая схема измерений с термокондуктивным расходомером-дебитомером
Сам преобразователь устанавливают в корпусе расходомера, а на валу Крыльчатки размещают элемент, управляющий его работой (рис. 19.11).
Рис 19.11. Принцип действия скважинного тахометрического расходомера
Тахометрические преобразователи могут быть разные: омические, индуктивные, магнитоуправляемые, оптические. Соответственно преобразователю различаются и их управляющие элементы. Например, если преобразователь магнитоуправляемый (т.е. магнитный контакт, или феррозонд), то управляющий элемент - постоянный магнит; если индуктивный (катушка индуктивности на незамкнутом сердечнике), то управляющий элемент - пластина из ферромагнитного материала, замыкающая сердечник, и т.п.
От числа оборотов крыльчатки и переходят к расходу потока Q с помощью специальных тарировочных графиков (рис. 19.12) 
при 
, которые строят опытным путем, проводя измерения с расходомером на специальных тарировочных стендах.
Как следует из тарировочных графиков, число оборотов крыльчатки за единицу времени линейно зависит от расхода. Порог чувствительности до таких приборов составляет порядка 0,01 л/с.
Рис. 19.12. Тарировочные графики расходомера тахометрического типа
На нефтяных месторождениях в добывающих и нагнетательных скважинах наблюдения с тахометрическими расходомерами выполняют либо поточечно, либо непрерывно. В последнем случае проводят запись дважды: при движении снаряда вниз и вверх по стволу скважины. В одном случае скорость движения потока складывается со скоростью перемещения расходомера, в другом - вычитается. По разности результатов вычисляют скорость потока.
При исследовании гидрогеологических скважин измерения выполняют, как правило, поточечно. При этом, чтобы вызвать движение жидкости по скважине, ее предварительно возбуждают до квазистационарного режима посредством откачки или долива жидкости. Степень возбуждения скважины зависит от разницы 5 между статическим уровнем жидкости в скважине и динамическим уровнем в ней при откачке или доливе.
Результаты расходометрии в гидрогеологических скважинах позволяют определить границы водоносных горизонтов, их дебит и рассчитать коэффициент фильтрации.
На рис. 19.13 приведены результаты расходометрии по одной из скважин. Уменьшение числа оборотов п крыльчатки при входе в обсадную трубу (рис. 19.13, а) объясняется большим диаметром трубы по сравнению с открытым стволом. По числу оборотов крыльчатки определен расход потока в каждой точке скважины Q (рис.19.13, б), а по нему вычислен дебит Qi определена мощность 2-х водоносных горизонтов.
Рис. 19.13. Результаты измерений с тахометрическим расходомером: а – график изменения числа оборотов крыльчатки по оси скважины; б – интегральная расходограмма; в - дифференциальная расходограмма.
Как известно, при стационарном режиме возбуждения приток Q в скважину описывается уравнением Дюпюи:
(19.1)
где h - мощность водоносного горизонта;
рк и ро - давления в водоносном горизонте у контура питания и у стенки
скважины;
Rk - радиус влияния скважины;
r - радиус самой скважины.
Учитывая, что рк - р0 = S - понижение уровня при откачке (или повышение при доливе), и заменяя в формуле 19.1 натуральный логарифм на десятичный, можно получить формулу для коэффициента фильтрации: 
Радиус влияния определяют по замерам уровня в наблюдательных скважинах как радиус депрессионниои воронки или по данным полевых геофизических методов, проведенных во время возбуждения скважины. Однако, поскольку этот параметр находится под знаком логарифма и, следовательно, не сильно влияет на конечный результат, для расчета можно воспользоваться данными о RK, определенными для соседних участков со сходными геологическими условиями.
Контрольные вопросы
1. Какими параметрами характеризуется качество цементирования
скважин?
2. Назовите геофизические методы, с помощью которых можно провести ОЦК.
3. Какие методы используются для определения полноты заполнения
цементом затрубного пространства?
4. Какой из методов цементометрии является наиболее
информативным?
5. Как устроен скважинный акустический цементомер?
6. Какими параметрами характеризуется состояние обсадных колонн
в скважине?
7. Какие методы применяются при дефектометрии ОК?
8. Как устроен локатор соединительных муфт?
9. Как определяют положение мест прихвата ОК в скважинах?
10. На каких принципах основаны приборы для измерения скорости потока жидкости в скважине? Укажите их достоинства и недостатки.
11. Поясните устройство скважинного расходомера тахометрического типа.
12. Какие задачи решаются с помощью расходометрии скважин?
Лекция 20
