И наклонно – горизонтальных скважинах.

«Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах» (Мингео СССР, Министерство нефтяной промышленности. «Недра», М., 1985 г.) пунктом 3.1. предписывает лишь «…регистрацию двух взаимно – перпендикулярных и среднего диаметра труб. Точечная детализационная запись величин отклонения каждого измерительного рычага производится в интервалах увеличения одного из двух измеряемых диаметров, изменения внутреннего диаметра труб и в местах повышенной интенсивности искривления скважин».

РД 153 – 39.0 – 072 - 01- «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» (М., 2001 г.) регламентирует предоставление заказчикам геофизических услуг «…кривых профилей трубы по данным измерения радиусов с выделенными участками дефектов. Дополнительно могут представляться формы сечения трубы (площадь, эксцентриситет и др.), а также отклонение прибора от оси колонны в процессе измерений. Формат представления данных не регламентируется» (пункт 24.2.6).

Помимо отмеченного, в наклонных скважинах указанная техническая инструкция устанавливает ограничения к применению метода трубной профилеметрии (п. 24.2.1.) из – за эксцентричного положения скважинного прибора в исследуемых обсадных колоннах, поскольку скважинный прибор неминуемо будет лежать на внутренней поверхности труб и его рычаги измерят не диаметры (как сумму отклонений противоположных рычагов), а хорды. Поэтому их среднее арифметическое значение всегда меньше средне– арифметического значения диаметров. Так, например, в одной из скважин Кошехабльской площади (Краснодарский край) увеличение проходного сечения труб за счет одностороннего желобного износа глубиной 7.5 мм в обсадной колонне диаметром 168 мм было истолковано как увеличение среднего внутреннего диаметра трубы на 1,62 мм, что является допустимым по ГОСТ 632 – 80 для труб указанного типоразмера с обычной точностью изготовления (1,62 вместо 1,7) и недопустимым по сути, поскольку остаточная прочность труб равномерно изношенных на 1,62 мм и имеющих сосредоточенный желобной износ глубиной 7,5 мм далеко не одинакова.

Попутно отметим, что известные подходы к интерпретации данных трубной профилеметрии [117, 118, 119] базируются на идеализированных представлениях, а именно:

- скважинный прибор в обследуемых трубах отцентрирован;

- отклонения измерительных рычагов прямо пропорциональны радиусам;

- профили внутренней и внешней поверхностей обсадных труб в поперечном сечении есть окружности с постоянным радиусом и имеют один общий центр;

- не учитывают допускаемых в соответствии с ГОСТ 632 – 80 отклонений геометрических параметров труб от их номинальных значений.

Более того, ни одна из известных методик интерпретации данных трубной профилеметрии не предусматривает определение такого весьма важного (для расчетов прочностных показателей труб) диагностического параметра, как овальности труб – ε, которая (согласно РД- 39-2-132-78, с. 11) определяется по формуле:

D_max - D_min

ε = 2 ----------------;

D_max + D_min

 

Таким образом, можно сделать вывод о насущной необходимости разработки методики интерпретации данных профилеметрии, которая, независимо от эксцентриситета скважинного прибора в исследуемой обсадной колонне, должна обеспечивать корректное определение не только среднего внутреннего диаметра и двух взаимно–перпендикулярных диаметров, но таких параметров как:

- овальности обсадных труб;

- отклонений профиля внутренней поверхности труб в поперечном сечении от окружности с номинальным внутренним радиусом;

- соответствия (несоответствия) внутренней геометрии или проходного сечения обсадных труб требованиям ГОСТ 632 – 80;

- интервалов и величин износа обсадных колонн (с учетом данных инклинометрии открытого ствола и интенсивности его искривления).

Указанные параметры необходимы для определения остаточной прочности обсадных колонн; выдачи однозначного заключения о техническом состоянии скважин и возможности продления их срока службы сверх нормативного при переаттестации (на основе инструментальных измерений, определения геометрических параметров труб и сопоставления их с допускаемыми значениями по ГОСТ 632 – 80).

 

 

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ:

1. Для выполнения детальных исследований по обнаружению перетоков флюидов в заколонном пространстве газовых скважин, определению интервалов притока флюидов и других «тонких» работ, необходима разработка скважинных термометров нового поколения, обладающих минимальными значениями тепловой инерции, высокой точностью и высокой разрешающей способностью.

 

2. Общие недостатки и ограничения к применению радиоактивных методов.

2.1. Определяются лишь интегральные характеристики обсадных колонн

(интервалы механического и коррозионного износа, крупные дефекты с

большой потерей металла и средняя толщина стенки труб по дуге 120⁰

и более).

2.2. Биологическая вредность и экологическая опасность.

2.3. Использование «грязных» технологий.

2.4. Большие затраты времени и трудоемкость.

2.5. Необходимость специального оборудования и высокого мастерства

исполнителей работ.

2.6. Опасность оставления источников радиоактивных излучений в

скважинах на месторождениях и (особенно) на ПХГ.

3. Общие недостатки и ограничения к применению акустических методов.

3.1. Исследования сильно затруднены или даже невозможны в скважинах с промывочной жидкостью, содержащей шлам и газовую фазу.

3.2. Акустический сигнал, отраженный от стенок труб, зависит от физических свойств разнообразных отложений на их внутренней поверхности.

3.3. Выявление повреждений труб возможно только при тщательной очистке их внутренней поверхности от коррозии, загрязнений парафином и отложений солей.

3.4. По результатам исследований невозможно выделить сквозные отверстия и трещины на фоне задиров и всевозможных царапин.

3.5.Результаты геофизических исследований, проведенных в глубоких газовых скважинах с аномально-высокими пластовыми давлениями по традиционной технологии контроля качества цементирования, изначально некорректны из-за несоответствия условий проведения ГИС реальным условиям работы скважин.

3.6. Ограничением к применению метода шумометрии являются.

- неизученность характера и спектров шумовых сигналов, образующихся в заколонном пространстве газовых скважин при межпластовых перетоках флюидов;

- несовершенство аппаратуры спектральной шумометрии и технологии проведения геофизических исследований;

- отсутствие в геофизических предприятиях отрасли специализированных метрологических установок, позволяющих производить определение основных технических характеристик скважинных шумомеров (чувствительности, амплитудно – частотных характеристик и динамического диапазона) и контролировать их изменения в процессе эксплуатации, т. е. обеспечить единство измерений и постоянство настроек всех звеньев приемно-усилительного тракта, а также калибровок перед выездом на скважину для проведения ГИС;

4. Общие недостатки и ограничения к применению магнитных и электромагнитных методов неразрушающего контроля.

4.1. Влияние на результаты контроля магнитных и электромагнитных свойств металла и аномальной намагниченности обсадных труб, значительно затрудняющей или делающей невозможным обнаружение дефектов и повреждений обсадных колонн на фоне электромагнитных помех.

4.2. Влияние на результаты контроля эксцентриситета (эксцентричного положения скважинных приборов в исследуемых обсадных колоннах), что делает невозможным проведение корректных исследований в наклонно - направленных и «горизонтальных» скважинах.

5. Общие недостатки и ограничения к применению метода электромеханической трубной профилеметрии.

5.1. Низкая точность из-за истирания измерительных рычагов в зоне контакта с обсадной колонной, их деформации (особенно при большом числе рычагов) и образования люфтов в сочленениях;

5.2. Низкая достоверность, т.к. уменьшение проходного сечения труб за счет налипания на их внутренней поверхности языков цементного камня, глинистой корки и других отложений может быть ложно истолковано как смятие обсадной колонны.

5.3. Влияние на результаты контроля эксцентриситета (эксцентричного положения скважинных приборов в исследуемых обсадных колоннах), что ограничивает применение в наклонно - направленных и «горизонтальных» скважинах.

5.4. Недостаточное методическое обеспечение (отсутствует методика определения геометрических параметров обсадных труб в наклон-горизонтальных скважинах).

 

Источники информации.

1. К вопросу проведения геотермических исследований на нефтегазовых месторождениях и ПХГ. Климов В.В., Колесниченко В.П., Кравцов И.Н., Острижный М.Ю. Аналитический научно-технический журнал ГеоИнжиниринг. Краснодар. - 2006. - № 1. - С. 52 - 53.

2. Проспект ВДНХ: Термометры скважинные ТР7 – 651, ТР7/ -341, ВНИИОЭНГ № 3252. Т – 09312 от 03.04. 84. Тир. 500 экз. Зак. 135. М., ул. Шухова, 17.

3. Сильвейн Дж. Пирсон. Справочник по интерпретации данных каротажа.- М. – Недра. - 1966 г.

4. Левашкевич В.Г., Хаецкий Ю.Б., Цемкало М.М. Геотермические исследования скважин на Осиповичском ПХГ. – Газовая промышленность. - 1997. - № 12. – С. 39 - 41.

5. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. Под ред. Ю.П. Коротаева, Г.А. Зотова, З.С. Алиева, М., «Недра», 1971 г.

6. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. М., «Недра», 1985 г.

7. Итенберг С.С. Нефтепромысловая геофизика для геологов интерпретация результатов ГИС). Государственное научно - техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы. Изд. 2. - М. - 1957. – с. 289 – 293.

8. Волоконно–оптический прибор распределенной термометрии скважин. Проспект фирмы «ЭКСТЕРА», 2005 г.

9. Достижения в области геотермических исследований нефтегазовых месторождений. Ю. Попов, В. Пименов, В. Тертычный. Нефтегазовое обозрение. Schlumberger. Том 6, № 1, 2001.с. 4 - 11.

10. Аксельрод С.М. Оптико–волоконная технология при геофизических исследованиях скважин. НТВ «Каротажник». - 2006.- № 1(142). - С. 104 – 141.

 

11. Акустические и радиометрические методы определения качества цементирования нефтяных и газовых скважин. Гулин Ю.А., Бернштейн Д.А., Прямов П.А., Рябов Б.М. – М. – Недра. – 1971. – С. 15 – 16.

12. Бернштейн Д.А., Труфанов В.В. Применение метода рассеянного гамма – излучения для контроля технического состояния обсадных колонн. В сб. «Ядерно – геофизические методы». Новосибирск. «Наука». – 1972. – С. 72 – 76.

13. Комплексный прибор для контроля технического состояния обсаженных скважин методами радиометрии. / Семенова Т.М., Бернштейн Д.А., Лаптев В.В., Костина В.И., Исламов А.И., Абдуллин А.Б. - Геофизическая аппаратура.- Недра. - 1981. - Вып. 7.- С. 139 - 143.

14. Загиров М.М. Промысловые исследования технического состояния обсадных колонн в скважинах. - Нефтяное хозяйство. - 1972. - № 6. - С. 52 – 55.

15. Отложения радиоактивных солей в нефтяных скважинах. Хуснуллин М.Х., Саттарова Ф.М., Зайцев В.И., Данилин Р.А. – Нефтяное Хозяйство. – 1973. –

№ 1. – С. 64 – 67.

16. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. Мингео СССР, Министерство нефтяной промышленности. М. - Недра. - 1985. – С. 58 – 59.

17. РД 39 - 4 - 957- 83. Методическое руководство по применению радонового индикаторного метода для определения технического состояния обсаженных скважин и выделения проницаемых пластов. ВолгоградНИПИ-нефть. – Волгоград. – 1984. – 70 с.

18.Определение интервалов нарушения герметичностиобсадной колоннырадоновым индикаторным методом. Макаров М.С., Калинин В.Г., Романов В.В., Филипенко В.П. «Нефтепромысловая геология и строительство скважин в Прикаспийском регионе». М.- 1986. – С. 78 –85.

19. Методические указания по применению короткоживущих радионуклидов для контроля технического состояния обсаженных скважин. НПГП «Герс», ВНИИГИК. – Тверь. – 1992.- 106 с.

20. Приборы для неразрушающего контроля материалов и изделий. Справочник под ред. д.т.н., профессора Клюева В.В., том 2, М., «Машиностроение», 1976, с. 176 – 178.

21. Дьяконов Д.И., Леонтьев В.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. – М.: Недра, 1977. – С. 259 – 263, 365 – 371.

22. Крылов Д.А., Серенко И.А., Каретко О.Н. Проведение геофизических исследований перед ремонтно – изоляционными работами. – РНТС. Бурение, ВНИИОЭНГ. – 1982. – Вып. 3. – С. 28 – 32.

23. Кирпиченко Б.И., Купавин А.Г., Калимуллин А.С. Применение акустического метода для контроля цементирования при ремонте скважин. – Нефтяное хозяйство. – 1978. - № 12. С. 27 –28.

24. Выделения зон ухода бурового раствора по данным акустического каротажа. / Гиниятов Г.З., Кустов Ю.В., Семенов Б.А., Губина А.И., Поздеев Ж.А. - Нефтяное хозяйство. – 1981. - № 1. С. 18 - 20.

25. Васюнцов В.Д., Крылов Д.А. Применение акустического метода для определения параметров пород через обсадную колонну. - Нефтяное хозяйство. – 1982. - № 4. С. 73 –75.

26. Центрирование приборов акустического каротажа в скважине. / Девятов А.Ф., Белоконь Д.В., Козяр В.Ф., Ширяев А.А., Казаков А.М. Геофизическая аппаратура. Л.: Недра. – 1983. – Вып. 77. – С. 138 – 145.

27. Определение качества цементного кольца в затрубном пространстве помощью акустического каротажа. ЭИ. Бурение, ВНИИОЭНГ. - 1982. – № 20. – С. 7 – 9.

28. Гуторов Ю.А., Хайдаров Г.Н. Некоторые особенности разработки нового вида аппаратуры для оперативной оценки технического состояния обсадных колонн. – Геофизическая аппаратура. – Недра. – 1986. – Вып. 83. – С. 90 – 100.

29. Контроль за состоянием крепи скважин. / Авилов В.И., Каретко О.Н., Крылов Д.А., Кузнецов О.Л., Серенко И.А. – ОИ. Бурение, ВНИИОЭНГ. – 1983. – Вып. 17. – С. 22 – 26.

30. Хилл Т.Х. Дефектоскопия нефтепромысловых трубных изделий. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – М,: Недра, 1984. – С. 11 – 18.

31. Комплексная двухчастотная аппаратура акустического каротажа на отраженных волнах. / Шумаков В.П., Нестеренко Н.Г., Кузнецов О.Л., Осадчий А.П. - Геофизическая аппаратура. – Л.: Недра. – 1983. – Вып. 77. – С. 138 – 145.

32. Акустические методы и средства неразрушающего контроля. / Вайншток И.С., Гурвич А.К., Ермолов И.Н., Ланге Ю.В., Праницкий А.А., Шкарлет Ю.М. / В кн. Приборы для неразрушающего контроля материалов и изделий. – М.: Машиностроение. – 1976. – С. 199 – 201.

33. Гриценко И.Ф., Баган В.Д., Ревин В.Г. Применение импульсного электромагнитно – акустического метода для толщинометрии труб нефтяного сортамента. // Тр. / ВНИИРиЭНТ. – Нефтепромысловые трубы. – Куйбышев, 1974. Вып. 9. – С. 157 – 159.

34. Отчет о научно-исследовательской работе «Технология обнаружения мест негерметичности с малыми утечками в НКТ и обсадных колоннах» (заключительный). Заказ-наряд 84.0813.90. ВНИИКРнефть, № гос. регистрации - 01840022838. УДК 622.691.486.

35. Каталог разработок фирмы «Schlumberger» «Техника каротажных исследований и интерпретации». Раздел 4.2. Контрольный каротаж колонн. – С. 244 – 257. Материалы геофизической конференции в г. Москве, 1986 г. (Copyrite 1986 by «Schlumberger», Pre – print edition).

36. А сomparison of CBL, RBT and PET Logs ina test well with Induced Channels./ L.E.Albert, T.E.Staiidley, L.N.Tello, G.T. Alford. Gearhart Industrie Inc. Copyright, 1987, september,p. 27-30.

37. Зонды для определения толщины металла UTT. Каталог фирмы «Sondex» «Оборудование для каротажа в обсаженной скважине», с. 6.

38. Будыко Л.В., Спивак В.Б., Щербаков Ю.Д. К вопросу об оценке качества цементирования обсадных труб. – НТВ «Каротажник». – Вып. № 9 (150). – 2006. – С. 116 – 131.

39. «Oil and Gas J.», 13 Sept., 1993., № 37, v. 91, p. 77. Computalog Wireline Products Inc., 7450. Winscott Rd., Fort Worth, TX 76126.

40. Нуждаетесь ли Вы в подтверждении качества цементировочных работ? «Isolation Scanner». - Oil @ Gas Eurasia. - № 9. – С. 82. (www.slb.com/understand). «Schlumberger».

41. Гуторов Ю.А. Они были первыми.- НТВ «Каротажник». – Вып. № 86. – 2001. – С. 147 - 155.

42. Применение широкополосного акустического каротажа для оценки качества цементирования скважин. Андреев А.Ф., Дзебань И.П., Кузнецов О.Л., Крылов Д.А., Ягодов Г.Н. – Бурение. Реферативный. научно – технический сборник. -1978. - № 3. – С. 15 – 19.

43. Дибров Г.Н., Беликов А.С., Мустафин Ю.И. Устройство для контроля сцепления цементного камня с обсадной трубой. Нефтяная и газовая промышленность. – 1984. - № 2. – С. 29 – 32.

44. Рябоконь С.А., Новохацкий Д.Ф. Влияние опрессовки обсадных колонн на качество крепления скважин. Нефтяное Хозяйство, № 9, 2003 г., с. 41 – 43.

45. Акустический микрокаверномер-дефектомер САТ - 4М. Каталог «Контроль технического состояния и качества цементирования скважин». ОАО НПФ «Геофизика». С. 34.

46. Акустический малогабаритный скважинный телевизор АВК - 42. Каталог АО НПП «ВНИИГИС», г. Октябрьский. С. 2 – 3.

47. Гуторов Ю.А., Хайдаров Г.Н. О способах учета влияния пузырьков газа на акустические измерения в обсаженных скважинах. Э.И. ВИЭМС, серия «Региональная разведочная и промысловая геофизика», № 22, М., 1977.

48. Совершенствование акустических методов оценки качества разобщения пластов. / Крылов Д.А., Кузнецов Д.Л., Шишин К.А., Смолянинов В.Г., Авилов В.А., Петраков Ю.И. – Бурение газовых и газоконденсатных скважин. – Научно – технич. Обзор, ВНИИЭГазпром – 1978. – С. 28 – 32.

49. Методы контроля за техническим состоянием ствола скважины. / Сидоров И.А., Крылов Д.А., Каретко О.Н., Серенко И.А. – ОИ. Бурение, ВНИИОЭНГ. – 1982. – С. 8 - 12.

50. Отчет по теме: «Оптимизация технологии диагностики состояния колонн, оценки технического состояния скважин и характера насыщения коллекторов на объектах ООО «Кубаньгазпром», отв. исполнитель Рубан Г. Н., Краснодар, 2004 г.

51. Новая промыслово-геофизическая аппаратура и перспективы совершенствования аппаратуры акустического каротажа нефтяных и газовых скважин. Прямов А.П., Перцев Г.М., Коровин В.М., Сулейманов А.М., Служаев В.Н., Морозович А.Ф. Обзорная информация. Серия «Нефтегазовая геология и геофизика», Москва, 1980.

52. Инструкция по исследованию и интерпретации результатов спектральной шумометрии гидродинамического потока в скважине. Казанский государственный университет. Казань, 1986.

53. Спектральная шумометрия фильтрационного потока в нагнетательных скважинах. Николаев С.А., Овчинников М.Н., Кандаурова Г.Ф., Мельников Н.А. Нефтяное хозяйство, № 2,1992.

54. Кирпиченко Б.И. К методике производственного изучения заколонных перетоков с применением индикатора акустических шумов. Октябрьский: ВНИИГИС, 1980.

55. Лаптев В.В., Коровин В. М., Иванов В.Я. Комплексная аппаратура «ВАРТА» для оценки качества цементирования скважин и технического состояния обсадных колонн. НТВ «Каротажник», вып. № 42, Тверь, 1998 г.

56. Козяр В.Ф., Белоконь Д.В., Козяр Н.В., Смирнов Н.А. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах: состояние и направления развития. (Обзор отечественных и зарубежных источников информации). НТВ «Каротажник», вып. № 63, Тверь, 1999 г.

57. Зонд звукового каротажа «SON». Сервисный каталог фирмы «Western Atlas», с. 64.

58. Гуторов Ю.А. Метод широкополосного акустического каротажа для контроля технического состояния обсаженных скважин нефтяных и газовых месторождений. Уфа. 1995.

59. Способ исследования состояния обсаженной скважины. Гуторов Ю.А., Майоров В.П., Сушилов Ю.А., Кладиков Н.Г. А.С. № 883374.

60. Коротаев Ю.П., Иванов Д.И., Красновидов Е.Ю. Акустико – гидродинамические методы исследования фильтрации. Газовая промышленность, № 7, 1999 г., с. 25 – 26.

61. Москалев И.Н., Кориткин И.П., Москалев М.И. Расходомеры для контроля дебитов скважин. Газовая промышленность, № 4, 1999 г., с. 62 – 64.

62. Троянов А.К., Дьяконов Б.П. Новый метод оценки характера насыщенности невскрытых перфорацией коллекторов. НТВ «Каротажник»,

№ 60, 1999 г.

63. Отчет нпф «контакт» по теме: «проведение опытно - методических работ на скважинах Северо–Ставропольского пхг и газовых месторождениях Ставропольского края», Ставрополь, 1999 г.

64. Прямов П.А. и др. Акустический цементомер и его применение. ОНТИ виэмс. Серия «Региональная разведочная и промысловая геофизика», 1974.

65. Озирный Л.Г., Фиалко Е.И., Мойся Р.И. Предварительные результаты экспериментального исследования спектральных характеристик скважинных шумов.- Изв. ВУЗов. Нефть и газ, Вып. 1, Баку, 1974.

66. Маломожнов А.М., Прямов П.А., Султанов У.Ш. Определение частот собственных радиальных колебаний колонны обсадных труб. Прикладная геофизика. Вып.106. М., Недра, 1983.

67. Климов В.В. Возможности и ограничения метода спектральной шумометрии. НТВ «Каротажник», № 80, 2001 г. с. 54 – 59.

68. Виноградова Л.В., Радзиховский Р.М. Система технического контроля труб. – Нефтяное хозяйство. – 1977. - № 11. С. 59 – 61.

69. Магнитные методы дефектоскопии промысловых трубных изделий. Stanley R. Streamline magnetig inspeetion of OCTG_s. Drilling. – 1987, v. 48, n. 1, pp. 10 – 13.

70. Аванесов В.С., Калашников Н.В. Современные методы и средства контроля бурильных труб за рубежом. РНТС. Бурение, ВНИИОЭНГ. – 1981. – Вып. 2. – С. 12 – 20.

71. Заворотько Ю.М. Определение положения муфтовых соединений труб. В н. Геофизические методы исследования скважин. М., Недра, 1983, с.164.

72. Попов Л.П., Емельянов Ю.Д. Дефектоскопия обсадных колонн. – РНТС. Машины и нефтяное оборудование. ВНИИОЭНГ. – 1971. - № 9, С. 27-30.

73. Емельянов Ю.Д., Попов Л.П., Репринцев Ю.Д. Применение скважинной дефектоскопии для контроля за результатами перфорации колонн. – РНТС. Машины и нефтяное оборудование. ВНИИОЭНГ. – 1971. - № 11, С. 22-25.

74. Аппаратура контроля перфорации АКП – 1. Проспект ОАО НПФ «Геофизика».

75. Измайлов Л.Б. Исследование и расчет зацементированной части обсадных колонн. – М.: Недра, 1966.- С.126 - 129.

76. Кокорин Н.В. Контроль напряженного состояния нефтепромысловых труб. М.: Недра, 1982.

77. Попов Л.П. «Исследование и разработка аппаратуры и методики для определения дефектов обсадных колонн в скважинах». Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, НПО «Южморгео», г. Краснодар, 1974 г.

78. Дефектомер индукционный скважинный ДСИ, каталог геофизической аппаратуры ГА.02.07.24., Недра, 1973 г.

79. Шоц М.Б., Кисельман М.Л., Ларин В.П. Устройство для исследования стенок обсаженных скважин. А.С. на изобретение № 261318, Кл. Е 21 b 47/01, Б.И. № 26 от 04. 09. 72 г.

80. Колесников В.Н., Рубан Г.Н. Способ исследования обсадных колонн в скважине и устройство для его осуществления. А.С. на изобретение № 1236758, Кл. Е 21 В 47/06, Б.И. № 4 от 30. 01.87 г.

81. Контроль технического состояния обсадных колонн приборами КСПТ. Керимов А.Г., Даутов А.А., Харламов А.Н., Литвинов Ю.В. НТВ «Каротажник», № 86, с. 22 – 28, Тверь, 2001 г.

82. Даутов А.А., Литвинов Ю.В. Диагностика технического состояния колонны электромагнитными профилографами КСПТ –7, ЭСП –1/22 и ЭСП - 42. В сборнике тезисов докладов на международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (г. Кисловодск, 23 – 26 сентября 2003 г.), г. Ставрополь, с. 50 - 53.

83. Климов В.В., Колесниченко А.Т., Карабут А.В. Электромагнитная дефектоскопия обсадных колонн в скважинах. Нефтяное хозяйство.- 1988.- № 4. – С. 50 - 51.

84. Анализ и обобщение результатов контроля за разработкой Астраханского газоконденсатного месторождения промыслово-геофизическими методами за период 1987 – 1995 гг. (таблица 2.2. - Астраханская ГКМ. Основные методы ГИС – контроля и применяемая аппаратура). Заключительный отчет о НИР ДАО «Газпромгеофизика» по теме № 68/95 «Изучение газовых месторождений и ПХГ методами промысловой геофизики» (УДК 550.832.004.53: 622.273 /470.46; № регистрации 6-ГИС/ 95/148, Москва, 1996., инв. №1, книга 1, с. 87).

85. Климов В.В. Аппаратура контроля технического состояния скважин. «Газовая промышленность». - № 5. – 1997. – С. 48.

86. Климов В.В. Техническое состояние крепи скважин на месторождениях и ПХГ: проблемы и их решения. – М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 2001. Обз. информация. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. 72 стр.

87. Климов В.В. Контроль технического состояния эксплуатационных колонн вертикальных и наклонно – направленных скважин. Материалы Научно - технического совета ОАО «Газпром» «Контроль и мониторинг геофизическими методами технического состояния скважин на объектах углеводородного сырья (УВС) и подземного хранения газа (ПХГ) ОАО «Газпром». – М.: ООО «ИРЦ Газпром». – 2001. – С. 31 – 56.

88. Сидоров В.А. Скважинные дефектоскопы–толщиномеры для исследования многоколонных скважин. НТВ «Каротажник» № 24, 1996.

89. Сидоров В.А. Магнитоимпульсная дефектоскопия колонн в газовых скважинах. НТВ «Каротажник» № 47, 1998.

90. Автономные скважинные дефектоскопы. Сидоров В.А., Степанов С.В., Дахнов М.Г. и др. НТВ «Каротажник» № 34, 1997.

91. Дефектоскоп – толщиномер магнитоимпульсный кабельный типа МИД – К. Техническое описание и инструкция по эксплуатации АХА 2.131.005 ТО. - ЗАО НПФ «ГИТАС». – Октябрьский. – 2000. 39 с.

92. РД 51-31323949-48-2001 - «Методическое руководство по проведению магнитоимпульсной дефектоскопии–толщинометрии в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой МИД и обработке результатов измерений», - Москва, ООО «ИРЦ ГАЗПРОМ», 2002.

93. Применение электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн и НКТ. Теплухин В.К., Миллер А.В., Миллер А.А., Казакова О.М.. НТВ «Каротажник» № 54, 1999.

94. Изучение технического состояния обсадных, бурильных и насосно– компрессорных труб методом электромагнитной дефектоскопии. Теплухин В.К., Миллер А.В., Миллер А.А. и др., НТВ «Каротажник» № 68, 2000.

95. Климов В.В. Контроль технического состояния обсадных колонн электромагнитными методами. В сборнике научных трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы», г. Краснодар, выпуск 3, 1996 г., с.184 - 193.

96. Повышение информативности электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн в скважинах. А.Т. Колесниченко, В. Х-М. Дулаев, А.Я. Петерсон, Ю.П. Терещенко. Э.И. серия «Бурение», № 7, М., 1986 г., с. 20- 23.

97. Расширение функциональных возможностей и повышение эффективности электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн в скважинах. Климов В.В., Колесниченко А.Т., Карабут А.В., Титарев В.Н. В сб. трудов НПО «Бурение». – Краснодар. - 1988. – С. 130 - 136.

98. Климов В.В. Совершенствование и разработка методов контроля технического состояния обсадных колонн при строительстве скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, г. Краснодар, 1995 (в Совете НПО «Бурение»). УДК622.245.1.05.002.56.

99. Опыт применения аппаратуры магнитоимпульсной дефектоскопии МИД - К». Епифанов О.Ю., Хорольский А.В., Морозов А.М., Киселев В.В., Ноготков В.С. Газовая промышленность. - 2002. - № 10.- С. 52 - 57.

100. А.Т. Шлеин. «Разработка и исследование технических средств диагностики электромагнитными методами дефектов и механических напряжений обсадных колонн». Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук в Совете Кубанского Государственного Университета, г. Краснодар, 2000 г.

101. Шкарлет Ю.М., Русскевич Ю.М. Импульсный индукционный способ измерения параметров изделий. А.С. на изобретение № 238856.

102. Сидоров В.А., Губатенко В.П., Глечиков В.А. Становление поля в неоднородных средах применительно к геофизическим исследованиям. Саратов, СГУ. 1977.

103. Прямые измерения проводимости обсадных труб и НКТ, используемых в качестве моделей толщины. Миллер А.А., Миллер А.В. Епископосов К.С. и др. НТВ «Каротажник» № 101, 2002.

104. Кошкин Н.И., Ширкевич М.Г. Справочник по элементарной физике. ГИФМЛ, Москва, 1962.

105. Кокорин Н.В., Юзбашев Г.С. О методе определения нагрузок, действующих на обсадные трубы. Труды ВНИИБТ, вып.14, Москва, «Недра», 1965.

106. Потапов А.П. Влияние магнитной проницаемости и электропроводности металла обсадных колонн на результаты скважинной импульсной электромагнитной дефектоскопии. НТВ «Каротажник» № 75, 2000.

107. Климов В.В. Анализ возможностей и ограничений магнитоимпульсных дефектоскопов различных типов при контроле технического состояния обсадных колонн и НКТ (см. Сборник научных трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы», выпуск № 20, Краснодар, 2004, с. 232 - 247).

108. Колесниченко В.П., Кравцов И.Н., Климов В.В. Возможности и ограничения магнитоимпульсного метода контроля технического состояния обсадных колонн и насосно–компрессорных труб. НТВ «Каротажник», вып.5 (146), Тверь, 2006, с.38 - 50.

109. Исследование и внедрение методов и средств повышения надежности и долговечности обсадных колонн. И.И. Андрианов, Ю.С. Болдырев, А.И. Павлов и др. Труды СевКавНИПИнефть, 1976, Вып. 24, с. 57 – 69. (в сб. Бурение, испытание, освоение глубоких скважин на Северном Кавказе, в Дагестане, Грузии).

110. Измерение и прогнозирование износа обсадных колонн. Ю.А. Еремеев, Ю.С. Рыбин, О.И. Вербицкий, Ф.В. Корняга. Нефтяное Хозяйство, № 10, 1982 г., с. 21 – 24.

111. Рубан Г.Н. Особенности переаттестации технического состояния обсадных колонн скважин методами ГИС. Приложение к журналу “Наука и техника в газовой промышленности“. Специальный выпуск сборника “Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений“, №2, 2005 г. с.21- 26.

112. Отчет о научно - исследовательской работе «Разработка устройства для определения износа обсадных колонн в процессе бурения скважин» (Заключительный). Заказ - наряд 82.0898.86. «ВНИИКРнефть», Краснодар, 1984 г.

113. Климов В.В., Измайлов Л.Б. К вопросу определения износа обсадных колонн в скважине. – Тр. «ВНИИКРнефть». Технические средства. Материалы и технология крепления скважин, г. Краснодар, 1986, с. 50-55.

114. Превыш А.С., Грабер И.К. Профилемер трубный скважинный ПТС–2. Геофизическая аппаратура, № 76, 1982 г.

115. Многорычаговый зонд для механического измерения внутреннего диаметра MFC. Сервисный каталог фирмы «Western Atlas», с. 64.

116. Многорычажные каверномеры MIT. Каталог фирмы «Sondex» «Оборудование для каротажа в обсаженной скважине», с. 5.

117. Терещенко Ю.П. ГИС: Измерение рычажными устройствами геометрии поперечных и продольных сечений обсадных колонн в скважинах. Практический опыт. Сборник научных трудов Северо–Кавказского отделения инженерной академии «Гипотезы, поиск, прогнозы», выпуск №10, Краснодар, 2001, с. 145 – 160.

118. Терещенко Ю.П. ГИС: Диагностика технического состояния обсадных колонн. Будни и перспективы. Сборник научных трудов Северо-Кавказского отделения инженерной академии «Гипотезы, поиск, прогнозы», выпуск №10, Краснодар, 2001, с. 161 – 168.

119. Выявление повреждений обсадных колонн по материалам трубной профилеметрии. Нечаев Б.Л., Валяев В.А., Плечкова О.А., Пятецкий Е.М. В сборнике статей «Совершенствование технологии и петрофизического обеспечения геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин». «ВНИИГИК», Тверь, 1992, с.141 – 145.