Способ определения целостности кольцевого уплотнения в скважине



Способ определения целостности кольцевого уплотнения в скважине
Способ определения целостности кольцевого уплотнения в скважине
Способ определения целостности кольцевого уплотнения в скважине

 


Владельцы патента RU 2507391:

СТАТОЙЛ АСА (NO)

Изобретение относится к креплению скважин, в частности к способу определения целостности кольцевого уплотнения обсадной колонны в скважине. Техническим результатом является снижение трудозатрат на обеспечение качественного уплотнения межтрубного пространства в скважине. Предложенный способ определения целостности кольцевого уплотнения в скважине содержит несколько этапов. На первом этапе обеспечивают характеристический отклик, связанный с геологической формацией, обеспечивающей эффективное кольцевое уплотнение вокруг секции обсадной трубы, размещенной в скважине. На втором этапе осуществляют спуск, по меньшей мере, одного скважинного прибора в выбранную скважину, проходящую через геологическую формацию, для получения ответной информации, связанной со свойством геологической формации. На третьем этапе производят сравнение ответной информации от выбранной скважины с характеристическим откликом для определения образования геологической формацией эффективного кольцевого уплотнения вокруг секции обсадной трубы, размещенной в выбранной скважине. 17 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Настоящее изобретение относится к уплотнениям скважин и, в частности, но не исключительно, к способу определения целостности кольцевого уплотнения в скважине. В конкретных вариантах осуществления оно относится к уплотнениям скважин в трубчатых кольцевых пространствах скважин и к обнаружению и квалификации таких уплотнений как эффективного кольцевого барьера.

При различных обстоятельствах скважины, которые были пробурены в формации, требуют герметизацию для предотвращения вытекания текучих сред скважины вверх через скважину и кольцевые пространства скважин на поверхность, в море или другие геологические слои. Это может быть особенно важным при «зарезки» наклонного ствола, когда бурильная колонна проходит в заранее имеющуюся закрепленную скважину и используется для забуривания нового наклонного ствола скважины через стену обсадной колонны существующей скважины для доступа к новой области формации. В такой операции направляющая скважины существующей скважины нуждается в герметизации и консервировании ниже точки входа нового наклонного ствола скважины.

В нефтяной и газовой промышленности определенные стандарты должны быть удовлетворены до того, как скважина может быть законсервирована. Стандарты международной организации по стандартизации, Европейского комитета стандартизации в области электротехники, Американского нефтяного института и общества Норвежский веритас составляют управляющие стандарты для такой деятельности. Более конкретные положения и правила также были отражены в документах, которые управляют операциями забуривания нового ствола из скважины, консервирования и бурения. Такие управляющие документы и правила обычно включают в себя следующие требования герметизации скважины:

сложные барьерные уплотнения требуются, чтобы при выходе из строя одного барьера имелся второй барьер для предотвращения протекания;

каждый элемент барьера должен подлежать проверке через некоторые формы испытания;

долговечные барьеры скважин должны находиться на месте до наклонных стволов скважин, приостановки и консервирования;

долговечный кольцевой барьер скважины должен быть непроницаемым, несокращающимся и податливым для противостояния механическим нагрузкам/удару и должен иметь долговременную целостность, устойчивость к различным химикатам/веществам (например, H2S, CO2 и углеводородам) и отображать смачивание для обеспечения сцепления со сталью.

Перед началом бурения или введения скважины в процесс эксплуатации необходимо документально подтвердить существующие барьеры и выявить какую-либо потребность в испытании существующих барьеров или создании дополнительных барьеров для соблюдения промышленных управляющих документов, стандартов и правил. Возможные скважины для таких операций часто не имеют необходимого сертификата и/или требуемых кольцевых барьеров.

Типичные нефтяные и газовые скважины сооружают с обсадной колонной или другими облицовками. Обсадная колонна первоначально устанавливается в скважине посредством ее спуска и включает в себя секцию, подлежащую установке в скважине. Обсадная колонна оснащена башмаком обсадной колонны на своем ведущем конце для проникновения в скважину. Когда колонна размещена в требуемое установочное положение в скважине, ее секция, как правило, цементируется при монтаже. Цемент закачивается во внутреннюю часть обсадной колонны и вниз башмака обсадной колонны. Затем цемент откачивается обратно, вверх по направлению к поверхности через башмак обсадной колонны в кольцевое пространство (или кольцевые пространства обсадной колонны), образованное между стеной скважины и внешней поверхностью секции обсадной колонны. Затем цемент оставляется для затвердевания, следовательно, фиксируя обсадную колонну на месте. Цементирование может быть неполным вдоль длины обсадной колонны, таким образом цемент может размещаться только в кольцевых пространствах в определенных интервалах.

Когда цемент в кольцевых пространствах не обеспечивает подходящие или достаточные кольцевые уплотнения, различные известные технические средства используются для обеспечения уплотнения таких скважин соответствующим образом, в соответствии с промышленными нормами. Эти технические средства по своему характеру являются ремонтными, обеспечивающими возможность образования новых кольцевых уплотнений в скважине. Обычно ремонтные операции требуют разрезания или перфорации обсадных колонн и закачивания или нагнетания под высоким давлением дополнительного цемента в область, которая требует дополнительного уплотнения. Такие операции могут занимать много времени и быть дорогостоящими, и могут повредить крепление скважин. Дополнительно, доля успешных попыток для таких операций, как правило, не высока.

В соответствии с первым аспектом изобретения, создан способ определения целостности кольцевого уплотнения в скважине, при этом способ содержит этапы:

(а) обеспечение характеристического отклика, связанного с геологической формацией, обеспечивающей эффективное кольцевое уплотнение вокруг секции обсадной трубы, размещенной в скважине;

(б) спуск, по меньшей мере, одного скважинного прибора в выбранную скважину, проходящую через геологическую формацию, для получения ответной информации от выбранной скважины, связанной со свойством геологической формации;

(в) сравнение ответной информации от выбранной скважины с характеристическим откликом для определения образования геологической формации эффективного кольцевого уплотнения вокруг секции обсадной трубы, размещенной в выбранной скважине.

Способ может включать в себя следующие этапы:

(г) выбор первой и второй скважин, которые проходят через общую геологическую формацию, способную уплотнить первую и вторую секции обсадной трубы, размещенные в первой и второй скважинах, соответственно;

(д) проведение испытания на уплотнение в первой скважине для определения образования геологической формации эффективного кольцевого уплотнения вокруг первой секции обсадной трубы первой скважины;

(е) спуск, по меньшей мере, одного скважинного прибора в первую скважину для получения первой ответной информации, связанной со свойством общей геологической формации, и получение характеристического отклика из первой ответной информации, при этом выбранная скважина является второй скважиной, и этап (б) выполняется во второй скважине для получения ответной информации от выбранной скважины в виде второй ответной информации, которая сравнивается с характеристическим откликом, на этапе (в).

Один или несколько этапов (а)-(е) могут выполняться в другом порядке.

Геологическая формация может быть сланцевой структурой или другой геологической формацией. В частности, геологическая формация может быть податливой структурой, которая может иметь крип под нагрузкой, приложенной вышележащими структурами, например, в скважине, пробуренной в податливой структуре. Способ может включать в себя распознавание геологической формации, которая способна обеспечить кольцевое уплотнение.

Этап (д) может включать в себя проведение испытания на давление в первой скважине. Проведение испытания на давление может включать в себя закачивание текучей среды в первую скважину для повышения давления в ней выше, по меньшей мере, максимального заранее определенного давления. Максимальное заранее определенное давление может быть максимальным предполагаемым давлением, которому может быть подвергнуто уплотнение текучими средами скважины. Обычно текучая среда может быть закачена до давления, превышающего максимальное предполагаемое давление, которое текучие среды скважины смогут оказывать на кольцевое уплотнение.

Проведение испытания на давление может включать в себя перфорацию первой секции обсадной трубы. Испытание на давление может включать в себя определение вероятности протекания текучей среды через геологическую формацию, которая обеспечивает кольцевое уплотнение в первой скважине. Испытание на давление может включать в себя измерение давления в скважине и/или в кольцевых пространствах на первой и/или второй стороне формации, например, сверху и/или снизу геологической формации. В частности, испытание на давление может включать в себя создание избыточного давления текучей среды в первой скважине на первой стороне формации и может включать в себя измерение и/или осуществление мониторинга давления текучей среды на второй противоположной стороне формации. Следовательно, является возможной проверка отсутствия давления или потока, проходящего через кольцевое уплотнение.

Испытание на давление может включать в себя измерение давления гидравлического разрыва пласта или давления утечки для геологической формации.

Этап проведения испытания на давление в первой скважине может включать в себя оценку предполагаемой прочности формации из моделей пластового резервуара и может включать в себя сравнение результатов из испытания на давление с оцененной предполагаемой прочностью для подтверждения обеспечения формацией эффективного кольцевого уплотнения вокруг первой секции обсадной трубы. Испытание на давление может включать в себя сравнение давления разрыва пласта с оцененной предполагаемой прочностью для определения того, что геологическая формация образует эффективное кольцевое уплотнение вокруг первой секции обсадной трубы.

Испытание на уплотнение может быть расширенным испытанием на гидроразрыв.

Этап (д) может включать в себя проведение испытания на поступление текучей среды в скважину для доказательства того, что формация обеспечивает эффективное кольцевое уплотнение.

Первая и/или вторая ответная информация может включать в себя информацию каротажной фазокорреляционной диаграммы, полученную с помощью спуска скважинного прибора в виде прибора цементометрии в первую и/или вторую скважины. Первая и/или вторая ответная информация может включать в себя информацию цементограммы, полученную с помощью спуска скважинного прибора в виде прибора цементометрии в первую и/или вторую скважины.

По меньшей мере, один скважинный прибор может включать в себя радиально разделенный на части прибор цементометрии, и первая и/или вторая ответная информация может быть получена с помощью спуска радиально разделенного на части указанного прибора. Такой радиально разделенный на части прибор может быть выполнен с измерительными контрольными площадками, приспособленными для смещения, например, с помощью пружины на обсадную трубу и/или приспособленными для проведения сложных измерений в разных азимутах.

Первая и/или вторая ответная информация может включать в себя информацию каротажной диаграммы ультразвукового азимутального соединения, полученную при спуске скважинного прибора в виде прибора ультразвукового сканирования в первую и/или вторую скважины. Прибор ультразвукового сканирования может применяться для передачи и/или распознавания ультразвукового импульса в многочисленных азимутах по внутренней окружности обсадной трубы.

Обычно, по меньшей мере, два скважинных прибора спускаются в первую и/или вторую скважины. Это может способствовать ограничению неоднозначности первой и/или второй ответной информации.

Способ может включать в себя спуск одного и того же скважинного прибора в первую и вторую скважины. В качестве альтернативы, способ может включать в себя спуск разных скважинных приборов в первую и вторую скважины. Способ может включать в себя этап калибровки скважинного пробора, который может быть спущен в скважину для обеспечения второй ответной информации, сравнимой с первой ответной информацией.

Способ может включать в себя этап бурения дополнительной скважины, например наклонного ствола скважины, через секцию обсадной трубы в выбранной скважине и/или в первой и/или во второй скважинах. Следовательно, способ может представлять собой способ бурения скважины.

В соответствии со вторым аспектом изобретения, создано скважинное устройство для осуществления способа, в соответствии с первым аспектом. Устройство может включать в себя, по меньшей мере, один каротажный прибор для получения первой и второй ответной информации и может включать в себя устройство для испытания давления для подтверждения образования формацией скважины эффективного кольцевого уплотнения вокруг секции обсадной трубы.

Ниже описаны варианты осуществления изобретения только в качестве примера со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:

фигура 1 представляет собой вид продольного сечения первой и второй скважин, проходящих через общую геологическую формацию;

фигура 2 представляет собой схематичный вид геофизического исследования и соответствующих каротажных диаграмм скважины, проведенного в первой скважине, показанной на фигуре 1; и

фигура 3 представляет собой схематичный вид геофизического исследования и соответствующих каротажных диаграмм скважины, проведенного в скважине, показанной на фигуре 1.

На фигуре 1 показаны две скважины 1, 2 в разных месторасположениях, проходящие от земной поверхности через геологическую формацию в виде сланцевой структуры 5, которая имеет испытанный поперечный крип. Скважины 1, 2 выравниваются с секциями 10, 20 обсадной колонны, образуя кольцевые пространства или кольцевое пространство 12, 22 обсадной колонны, образованное между внешними поверхностями 10а, 20а секций обсадной колонны и стенами скважин 1, 2. В нижних областях 14, 24 скважин секции обсадной колонны цементируются на месте, но выше, в областях 16, 26 цементирование является незаконченным с такой степенью, что сам цемент не обеспечивает необходимого уплотнения кольцевых пространств 12, 22 скважин для консервирования направляющей скважины или для проведения операции бокового ответвления ствола скважины.

В этом случае сланцевая структура 5 имеет боковой крип вследствие естественных причин по прошествии длительного времени и, как показано на фигуре 1, в прилегании к секциям 10, 20 обсадной колонны в областях 16, 26 кольцевого пространства обсадной колонны, где нет цемента. Следующие этапы выполняются для проверки образования сланцевой структурой 5 уплотнения, действующего в качестве эффективного кольцевого барьера.

На фигуре 2 показана каротажная колонна 60, расположенная в исходном положении в первой скважине 1, и первый спуск каротажного прибора выполняется в первой скважине 1 с помощью прохождения каротажной колонны 60 вдоль скважины 1. Каротажная колонна 60 включает в себя традиционные каротажные приборы 70, 80, которые подают сигналы на стенку скважины и распознают отклики, записываемые в каротажные диаграммы 50 скважины. В этом примере каротажная колонна включает в себя каротажный прибор 70 цементометрии и прибор 80 ультразвукового сканирования. Эти приборы используются, как известно в данной области технике, для получения цементограммы 52, каротажной фазокорреляционной диаграммы 54 и каротажной диаграммы 56 ультразвукового азимутального соединения. Эти каротажные диаграммы 50 предоставляют информацию касательно качества и прочности соединения материала, имеющегося в кольцевых пространствах 12 на внешней поверхности 10а секции 10 обсадной колонны.

Каротажный прибор цементометрии использует передающее устройство для передачи звуковых импульсов и приемное устройство для определения интенсивности сигнала и диаграммы обратного отклика на импульс. Результирующая цементограмма 52 регистрирует амплитуду колебаний отклика звукового импульса, принятого от обсадной колонны для каждой глубины. Коротажная фазокорреляционная диаграмма 54 регистрирует амплитуды колебаний полученного отклика на импульс, включая отклики обсадной колонны, поступившие от нее, отклики волны сжатия (Р-волна), поступившие от формации с 76 м за обсадной колонной, и отклики волны сдвига (S-волна), поступившие с 76 м для каждой глубины для получения диаграммы амплитуды колебаний в каротажной диаграмме. Каротажная диаграмма 56 ультразвукового соединения регистрирует звуковые импедансы среды за креплением скважины через каротажную диаграмму 56 ультразвукового соединения для каждой глубины и для разных азимутов в скважине, таким образом предоставляя изображение с различным контрастом, обозначающим различные значения импеданса.

Как показано на фигуре 2, «положительный» отклик 50g каротажной диаграммы наблюдается в области оползания сланцевой структуры 5. Цементограмма 52 указывает амплитуды колебаний в 20 мВ или меньше через сланцевый промежуток, при этом фазокорреляционная диаграмма 54 имеет малый контрастный образ, обозначающий появления относительно прочных формаций, и звуковые импедансы от каротажной диаграммы 56 ультразвукового соединения имеются в области 3-4 миллирейл с положительной азимутальной областью наблюдения. Вместе эти каротажные отклики подтверждают, что сланцевая структура имеет крип в соприкосновении с и образует уплотнение на внешней поверхности 10а обсадной колонны 10. Сверху и снизу сланцевой структуры амплитуды колебаний цементограммы постоянно превышают 20 мВ, при этом информация фазокорреляционной диаграммы имеет высококонтрастный сигнал обсадной колонны (параллельные линии) и слабые поступившие сигналы формации, и значения звукового импеданса во многих местах меньше чем 2 миллирейл, обозначающие, в отличие от области сланцевого уплотнения, кольцевые пространства 12, заполненные текучими средами.

Для проверки того, что уплотнение, обеспеченное сланцевой структурой 5, может действовать в качестве барьера, как определено промышленными нормами, выполняется испытание на прочность в первой скважине 1 в виде расширенного испытания на герметичность, примененного относительно структуры 5. Целью данного испытания является проверка того, что структура является достаточно прочной, чтобы выдержать предполагаемые давления в скважине, и что в кольцевых пространствах 12 отсутствует движение текучих сред через структуру 5 при таких давлениях.

Вышеуказанное выполняется с помощью проведения испытания на давление в первой скважине 1. В этом испытании давление в кольцевых пространствах скважины ниже структуры 5 увеличивается и измеряется давление гидравлического разрыва пласта или давление утечки. Это может выть выполнено, например, при помощи размещения датчиков давления в скважине и осуществления мониторинга давления во время испытания. Обсадная колонна может быть перфорирована снизу или рядом с основанием структуры для обеспечения необходимой взаимосвязи между скважиной и кольцевыми пространствами обсадной колонны внизу структуры 5.

Давление утечки сравнивается с максимальным предполагаемым давлением, которое текучие среды скважины могут оказывать на кольцевой барьер скважины, например, если столб газа образуется в кольцевых пространствах обсадной колонны, проходящих от пластового резервуара к основанию барьера. Если давление утечки значительно выше максимального предполагаемого давления, которое текучие среды скважины могут оказывать на кольцевой барьер скважины, утечки через структуру отсутствуют и уплотнение, обеспеченное геологической структурой 5, является пригодным в качестве эффективного кольцевого барьера. С другой стороны, если измеренное давление утечки ниже максимального предполагаемого давления, которое текучие среды скважины могут оказывать на кольцевой барьер скважины, уплотнение может не являться пригодным в качестве барьера.

Прочность структуры 5 и ее устойчивость к давлению в скважине зависит от минимального горизонтального напряжения структуры. Следовательно, дальнейшая часть испытания на герметичность может включать в себя оценку минимального горизонтального напряжения из модели напряжения грунта нефтяного или газового месторождения. Следовательно, дополнительный этап для квалификации уплотнения как кольцевого барьера может представлять собой проверку того, что измеренное давление утечки является согласующимся с оценками напряжения. Указанное испытание также может включать в себя оценку максимального давления, которое может быть приложено на уплотнение должным образом снизу текучими средами скважины.

Когда уплотнение проверено на обеспечение эффективного кольцевого барьера, «положительный» отклик 50g каротажной диаграммы, относящийся к сланцевой структуре 5 в первой скважине 1, в свою очередь квалифицируется как характеристический отклик для сланцевой структуры, как эффективный кольцевой барьер. Следовательно, характеристический отклик представляет собой стандартный образец отклика для сланцевой структуры 5 как эффективного кольцевого барьера, и после этого характеристический отклик может использоваться для оценки уплотнений сланцевой структуры непосредственно в других скважинах.

Например, на фигурах 1 и 3 вторая скважина 2 пересекает такую же общую сланцевую структуру 5. Каротажная колонна 60 спускается во вторую скважину 2 аналогично ее спуску в первую скважину 1. Колонна 60 содержит такие же каротажные приборы 70, 80, и получаются каротажные диаграммы 51 скважин, включая цементограмму 53, фазокорреляционную диаграмму 55 и каротажную диаграмму 57 ультразвукового азимутального соединения для второй скважины 2.

Как схематично показано на фигуре 3, каротажные диаграммы 51 скважин показывают последовательные отклики через пластовый интервал. Цементограмма 53 имеет амплитуды колебаний менее чем 0,2 мВ, при этом фазокорреляционная диаграмма 55 имеет малый контрастный отклик, и каротажная диаграмма 57 ультразвукового соединения отображает звуковые импедансы в 3-4 миллирейл, обеспечивающие положительный отклик 51g каротажной диаграммы, относящийся ко второй скважине, который является аналогичным характеристическому отклику 50g, установленному для структуры 5, в первой скважине 1, испытанной на давление. Основываясь на сходстве откликов 50g и 51g, сланцевая структура 5 во второй скважине 2 квалифицируется как эффективное уплотнение, которое обеспечивает кольцевой барьер.

Таким образом, сравнивая отклик от второй скважины 2 с характеристическим откликом, полученным от первой скважины 1, уплотнение, обеспеченное сланцевой структурой, может быть квалифицировано как кольцевой барьер, непосредственно из проведения каротажного процесса во второй скважине 2, без испытания второй скважины 2 на давление. Технические средства могут быть применены подобным образом к дополнительным скважинам с помощью спуска каротажного прибора в скважину и квалификации уплотнения или предполагаемого уплотнения, образованного такой же сланцевой структурой 5, непосредственно из получения и интерпретации каротажных данных от дополнительной скважины, без проведения испытания на давление в скважине. Это является удобным и экономичным способом определения того, является ли сланцевое уплотнение подходящим уплотнением для консервирования направляющей скважины.

В других примерах, если каротажные диаграммы скважин, полученные от второй или последующих скважин (в которых испытание на давление не имело места), означают худшее уплотнение, то уплотнение не квалифицируется в качестве эффективного кольцевого барьерного уплотнения.

В других вариантах осуществления, минимальные критерии устанавливаются таким образом, что отклики, записанные в каротажных диаграммах второй или дополнительной скважины, должны соответствовать для того, чтобы быть пригодными без испытания на давление. Критерии основываются на предполагаемых откликах для структур, которые прочно соединены с обсадной колонной. Критерии требуют, чтобы амплитуды колебаний цементограммы были менее 20 мВ для, по меньшей мере, 80% интервала, чтобы информация фазокорреляционной диаграммы имела малый контрастный сигнала обсадной колонны и четкие поступления сигналов структуры, и чтобы измерения звуковых импедансов из каротажной диаграммы ультразвукового азимутального соединения превышали 3 миллирейл для всех азимутальных точек измерения. Дополнительно, отклики каротажной диаграммы скважины должны показывать хорошее соединение сланцевой структуры 5 в продолжение минимального интервала в 50 м. Эти условия удовлетворяются в примерах, описанных выше, относительно фигур 1-3.

Как только подтверждается, что сланцевая структура обеспечивает кольцевой барьер в первой и/или второй скважинах, направляющая скважина в этих скважинах может быть удовлетворительно законсервирована, и могут выполняться последующие операции. Со ссылкой на примеры, описанные выше, зарезка наклонного ствола может, например, начинаться с использования отклоняющего клина для забуривания через крепление скважины над верхней поверхностью сланцевой структуры 5, и затем новый наклонный ствол забуривается в новую область резервуара.

В вариациях способа, описанного выше, отдельные каротажные приборы используются в первой и второй скважинах. Каротажные приборы могут быть спущены в разное время, например, последовательно. Спуск каротажного прибора в первую и/или вторую скважины также может повторяться, например, для улучшения качества информации. Дополнительно, приборы обычно калибруются до использования во второй скважине для удостоверения того, что каротажные отклики, выявленные во второй скважине, являются сравнимыми с каротажными откликами, выявленными в первой скважине.

Дополнительно, следует понимать, что первоначальное распознавание скважин, которые пересекают сланцевые структуры, может быть выполнено из геологических карт, карт нефтяного пласта и/или графиков существующих траекторий стволов скважин. Распознавание подходящей сланцевой структуры, которая может со временем оползти, для работы в качестве кольцевого барьера может быть выполнено, используя реологические модели пластового резервуара, архивные записи каротажной диаграммы и/или диаграммы литологического разреза скважины по данным каротажа, сделанные первоначально во время бурения скважины. Например, распознавание может включать в себя выявление подходящих зон в скважине с геологическими формациями, вероятно подходящими для создания кольцевого уплотнения. Эти этапы обычно выполняются на стадии проектирования перед спуском каротажных приборов или выполнением других этапов способа.

Настоящее изобретение обеспечивает значительные преимущества. Во-первых, оно использует геологические формации, которые имеют, вследствие естественных причин, крип и контактируют с внешней стороной обсадной колонны в скважине и создают кольцевое уплотнение в кольцевых пространствах скважины. Дополнительно, оно обеспечивает возможность квалификации уплотнениям, образованным посредством геологической формации в таких скважинах, в качестве кольцевого барьера без проведения испытания на давление, в частности, где структура проверена на то, что является достаточно прочной для предотвращения протекания текучих сред скважины через уплотнение. Эти особенности изобретения способствуют, в частности, снижению затрат.

Различные модификации изобретения могут быть выполнены, не выходя за объем изобретения, описанного здесь. Например, вместо или в дополнение к испытанию на давление может быть выполнено испытание на поступление текучей среды в скважину для доказательства того, что структура обеспечивает эффективное кольцевое уплотнение. Такое испытание скорее может привести к снижению давления с одной стороны уплотнения, чем к попытке текучей среды протечь через уплотнение или опрессовыванию уплотнения для достаточного давления по принципу испытаний уплотнения, описанных выше.

Также следует понимать, что, несмотря на то, что вышеописанные примеры были описаны со ссылкой на акустические/звуковые и/или ультразвуковые каротажные приборы для цементометрии, способ может быть осуществлен с другими видами скважинных инструментов, включая также проводную линию связи или колонну инструментов. Такие скважинные инструменты могут включать в себя другие виды каротажных приборов. Следовательно, способ может быть осуществлен с помощью использования различных видов каротажных диаграмм скважин и/или сочетаний каротажных диаграмм скважин. В свою очередь характеристический отклик от первой скважины может быть получен из одной или нескольких различных типов каротажной диаграммы скважины. Например, характеристический отклик может быть представлен с помощью конкретной заданной величины и/или с помощью типа данных и/или сочетаний типов данных, которые могут быть, например, выявлены в разных каротажных диаграммах скважины.

1. Способ определения целостности кольцевого уплотнения в скважине, содержащий следующие этапы:
(а) обеспечение характеристического отклика, связанного с геологической формацией, обеспечивающей эффективное кольцевое уплотнение вокруг секции обсадной трубы, размещенной в скважине;
(б) спуск, по меньшей мере, одного скважинного прибора в выбранную скважину, проходящую через геологическую формацию, для получения ответной информации от выбранной скважины, связанной со свойством геологической формации; и
(в) сравнение ответной информации от выбранной скважины с характеристическим откликом для определения образования геологической формацией эффективного кольцевого уплотнения вокруг секции обсадной трубы, размещенной в выбранной скважине.

2. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя следующие этапы:
(г) выбор первой и второй скважин, проходящих через общую геологическую формацию, способную уплотнить первую и вторую секции обсадной трубы, размещенные в первой и второй скважинах соответственно;
(д) проведение испытания на уплотнение в первой скважине для определения образования геологической формацией эффективного кольцевого уплотнения вокруг первой секции обсадной трубы первой скважины;
(е) спуск, по меньшей мере, одного скважинного прибора в первую скважину для получения первой ответной информации, связанной со свойством общей геологической формации, и получения характеристического отклика из первой ответной информации, при этом выбранная скважина является второй скважиной, и этап (б) выполняется во второй скважине для получения ответной информации от выбранной скважины в виде второй ответной информации, которая сравнивается с характеристическим откликом, на этапе (в).

3. Способ по п.1 или 2, включающий в себя этап распознавания геологической формации, способной обеспечить кольцевое уплотнение.

4. Способ по п.2, в котором этап (д) включает в себя проведение испытания на поступление текучей среды в скважину.

5. Способ по п.2, в котором этап (д) включает в себя проведение испытания на давление.

6. Способ по п.5, в котором проведение испытания на давление включает в себя закачивание текучей среды в первую скважину для повышения давления в ней выше, по меньшей мере, максимального предполагаемого давления, которому может быть подвергнуто уплотнение текучими средами скважины.

7. Способ по п.5, в котором проведение испытания на давление включает в себя определение существования потока текучей среды через геологическую формацию, обеспечивающую кольцевое уплотнение в первой скважине.

8. Способ по п.5, в котором проведение испытания на давление включает в себя измерение давления гидравлического разрыва пласта для геологической формации.

9. Способ по п.5, в котором проведение испытания на давление включает в себя перфорацию первой секции обсадной трубы.

10. Способ по п.5, включающий в себя этапы оценки предполагаемой прочности формации из моделей пластового резервуара и сравнения результатов испытания на давление с оцененной предполагаемой прочностью для подтверждения обеспечения формацией эффективного кольцевого уплотнения вокруг первой секции обсадной трубы.

11. Способ по п.2, в котором испытание на уплотнение может быть расширенным испытанием на герметичность.

12. Способ по п.2, в котором первая и вторая ответная информация включает в себя информацию каротажной фазокорреляционной диаграммы, полученную с помощью спуска скважинного прибора в виде прибора цементометрии в первую и вторую скважины.

13. Способ по п.2, в котором первая и вторая ответная информация включает в себя информацию цементограммы, полученную с помощью спуска скважинного прибора в виде прибора цементометрии в первую и вторую скважины.

14. Способ по п.2, в котором первая и вторая ответная информация включает в себя информацию каротажной диаграммы ультразвукового азимутального соединения, полученную с помощью спуска скважинного прибора в виде прибора ультразвукового сканирования в первую и вторую скважины.

15. Способ по п.2, включающий в себя этап спуска одного и того же скважинного прибора в первую и вторую скважины.

16. Способ по п.2, включающий в себя этап спуска разных скважинных приборов в первую и вторую скважины.

17. Способ по п.2, включающий в себя этап калибровки скважинного пробора, опускаемого в скважину для получения второй ответной информации, сравнимой с первой ответной информацией.

18. Способ по п.1 или 2, включающий в себя этап бурения наклонного ствола скважины в выбранной скважине.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к гидрологии, бурению и эксплуатации скважин и может быть использовано при проведении геофизических исследований технического состояния скважин.

Способ обеспечивает определение объема отсепарированного попутного нефтяного газа (ПНГ) в установке предварительного сброса воды (УПСВ) или дожимной насосной станции (ДНС).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения качества цементирования скважин. Акустический способ определения места перетока флюида в заколонном пространстве скважины заключается в равномерном перемещении вдоль скважины акустического преобразователя и отработке полученного на его выходе шумового сигнала, по которому судят о глубине расположения места перетока флюида.

Изобретение относится к гидрогеологии, бурению и эксплуатации скважин и может быть использовано для проведения геофизических исследований технического состояния скважин.

Изобретение относится к системе и способу минимизации поглощения бурового раствора в пределах подземных пластов-коллекторов. Техническим результатом является снижение потерь материалов и повышение эффективности эксплуатации скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам с электронным измерительным прибором и способам для их реализации. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины.
Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин: каротаж-активация-каротаж, в частности к определению низко проницаемых пластов в бурящейся скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины.

Изобретение относится к способу и системе коррекции траектории ствола скважины. Техническим результатом является использование данных, полученных в режиме реального времени, для уточнения модели напряжений для данного региона, так что траекторию можно непрерывно корректировать для достижения оптимального соотношения с измеренными характеристиками напряжений данного региона.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи углеводородов и проведения исследований и скважинных операций в скважине без подъема насосного оборудования.

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при контроле коррозионного состояния обсадных колонн (ОК) и насосно-компрессорных труб (НКТ) скважин. Техническим результатом является контроль коррозионного состояния ОК и НКТ скважин прямым методом исследования. Способ заключается в перемещении вдоль контролируемого участка обсадной колонны измерительного скважинного зонда и регистрации его показаний на различных глубинах обсадной колонны, по значениям которых проводят контроль коррозионного состояния обсадных колонн. В качестве перемещаемого вдоль контролируемого участка измерительного скважинного зонда применяют толщиномер. При этом регистрацию показаний толщиномера на различных глубинах обсадной колонны проводят в различные моменты времени в процессе развития коррозионного состояния обсадной колонны с последующим сравнением значений показаний, полученных в различные моменты времени. 9 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к бурению скважины и может быть использовано для контроля забойных параметров и каротаже в процессе бурения. Техническим результатом является повышение качества исследования скважины за счет увеличения надежности передачи информации от забоя на поверхность. Предложена забойная телеметрическая система, содержащая соединенные между собой модуль электрогенератора-пульсатора, модуль инклинометра и модуль гамма-каротажа, включающие телеметрические блоки. При этом указанная телеметрическая система дополнительно содержит блок анализа и управления коммутатором и коммутатор, соединенные с указанными модулями. Причем вход блока анализа и управления коммутатором соединен с выходом блока управления пульсациями модуля гамма-каротажа и первым входом коммутатора. А выход блока анализа и управления коммутатором соединен с входом управления коммутатора. Кроме того, второй вход коммутатора соединен с выходом блока управления пульсациями модуля инклинометра, а выход коммутатора соединен с входом пульсатора, установленным в модуле электрогенератора-пульсатора. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способу и устройству для скважинных измерений для контроля и управления нефтяными и газовыми эксплуатационными, нагнетательными и наблюдательными скважинами и, в частности, к способу и устройству для контроля параметров ствола скважины и пласта в месте залегания. Техническим результатом является точный контроль параметров ствола скважины и пласта. Устройство включает беспроводной блок датчика (WSU), расположенный снаружи секции немагнитной обсадной колонны и включающий датчик для измерения давления и/или температуры окружающей среды, при этом блок WSU может быть установлен или позиционирован на любой высоте ствола скважины, а питание блока WSU осуществляется с помощью сбора энергии. Причем частота индукционного сигнала лежит в диапазоне 10-1000 Гц для глубокого проникновения через немагнитную обсадную колонну. Внутренний блок питания датчика (SEU) размещен внутри обсадной колонны ствола скважины и используется для питания блока WSU и связи с ним, при этом блок SEU закреплен на буровой трубе или на конструкции оснащенной скважины с помощью трубы, имеющей резьбу, которая позволяет регулировать его положение по высоте, причем блок SEU преобразует мощность питания постоянного тока, подаваемого по кабелю с поверхности, в переменное электромагнитное поле, обеспечивающее питание для блока WSU, расположенного снаружи обсадной колонны. При этом блоки SEU и WSU используют электромагнитную модуляцию для обеспечения обмена данными между этими двумя компонентами. Причем блоки SEU и WSU выполнены с возможностью их расположения в точности на одной высоте. 2 н. и 50 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин, а именно к приборам для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения. Техническим результатом является повышение информативности измерений и точности геонавигации в процессе бурения за счет расположения зонда для измерения удельного электрического сопротивления на максимально близком расстоянии к долоту в наддолотном модуле (НДМ). Устройство по изобретению содержит забойную телеметрическую систему (ЗТС), включающую бурильную колонну, корпус, блок питания, измерительные модули, приемо-передающий модуль, электрический разделитель, выполненный в виде отдельного переводника. НДМ установлен непосредственно над долотом. При этом долото состоит из корпуса с центральным промывочным отверстием, на котором размещен центральный электрод. В свою очередь центральный электрод расположен между изоляторами и электрически изолирован от корпуса, в котором расположены электрические схемы, измерительные датчики, источник питания и передающее устройство. При этом НДМ снабжен зондом измерения удельного электрического сопротивления пласта, включающим измеритель тока, соединенный с низом бурильной колонны и центральным электродом указанного модуля, и измеритель разности потенциалов между низом бурильной колонны и центральным электродом указанного модуля. Кроме того, выходы измерителя тока и указанного измерителя разности потенциалов соединены с выходным узлом передающего устройства НДМ. 4 ил.

Изобретение относится к исследованию скважин и может быть использовано для непрерывного контроля параметров в скважине. Техническим результатом является упрощение конструкции системы наблюдения за параметрами в скважине. Предложена система наблюдения в скважине, включающая датчики, в частности, давления и температуры, кабель, соединяющий скважинную систему наблюдения и устье скважины. При этом устье скважины содержит электрический вывод устья, имеющий телеметрическую систему сбора данных и источник питания для скважинной системы наблюдения. Кроме того, электрический вывод устья содержит командный модуль для скважинной системы наблюдения и модуль хранения данных с микропроцессором. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в частности к геофизическим исследованиям открытых стволов многозабойных горизонтальных скважин. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности работы устройства в открытых стволах многозабойных скважин. Устройство для исследования открытых стволов многозабойных горизонтальных скважин содержит спускаемый в скважину на толкателе, выполненном в виде колонны пустотелых герметичных труб, геофизический прибор, обеспечивающий проведение исследований. При этом на нижнем конце устройства установлен гидравлический отклонитель, обеспечивающий доступ геофизического прибора в открытый ствол многозабойной скважины под действием избыточного давления жидкости в колонне труб. Кроме того, геофизический прибор выполнен автономным и эксцентрично установлен в защитном контейнере. Причем корпус защитного контейнера оснащен окнами для проведения геофизических исследований в открытом стволе горизонтальной многозабойной скважины. А внутри корпуса защитного контейнера выполнен гидравлический канал, сообщающий внутренние пространства колонны пустотелых герметичных труб и гидравлического отклонителя через полое гибкое сочленение. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях многозабойных скважин. Предложен способ исследования многозабойной горизонтальной скважины, содержащий этапы, на которых осуществляют спуск в скважину глубинного прибора, проведение гидродинамических исследований и извлечение геофизического прибора из многозабойной горизонтальной скважины. При этом перед спуском глубинного прибора на устье многозабойной горизонтальной скважины на нижний конец колонны труб устанавливают гидравлический отклонитель с легкоразбуриваемой сбивной насадкой с калиброванным отверстием и фиксирующим срезным штифтом. Спускают колонну труб с гидравлическим отклонителем с одновременной промывкой до интервала зарезки исследуемого бокового ствола. Причем в процессе спуска колонну труб оснащают пусковыми клапанами. Затем создают избыточное гидравлическое давление в колонне труб и спускают ее в исследуемый боковой ствол и увеличивают избыточное давление в колонне труб до разрушения срезного штифта и отсоединения сбивной насадки от гидравлического отклонителя. Далее на устье скважины соединяют глубинный прибор с жестким кабелем и спускают его в колонну труб до выхода из колонны и размещения его в исследуемом боковом стволе. После чего вызывают приток жидкости из пласта закачкой газа в межколонное пространство через пусковые клапаны и производят гидродинамические исследования в исследуемом боковом стволе проталкиванием глубинного прибора до его забоя. После проведения гидродинамических исследований последовательно извлекают жесткий кабель с глубинным прибором из колонны труб и колонну труб с гидравлическим отклонителем. Техническим результатом является повышение точности и эффективности проведения гидродинамических исследований в боковых стволах многозабойной горизонтальной скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к мониторингу и управлению добывающей нефтяной скважиной. Технический результат направлен на повышение нефтедобычи, коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной, за счет произведения прямого замера параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, управления производительностью погружного насоса и дебитом нефтедобычи с учетом наиболее благоприятных условий нефтеотдачи пласта. Способ мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной, в котором осуществляют контроль параметров погружного насоса, предусматривают мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине в области погружного насоса. Для чего размещают датчики на насосно-компрессорной колонне у погружного насоса. Получают результаты измерений на поверхность, обрабатывают и используют эти результаты для управления погружным насосом при нефтедобыче. При этом мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине осуществляют на различных его уровнях, включая положение динамического уровня и его расстояние до погружного насоса. Датчики размещают на нескольких фиксированных уровнях насосно-компрессорной колонны (НКТ). Предусматривают размещение на НКТ твердотельных батарей для автономного электрического питания. Эти возможности и результаты используют при управлении производительностью погружного насоса для поддержания депрессии и параметров газожидкостного столба в скважине, соответствующих равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта или пластов и дебитом нефтедобычи скважины при максимально допустимой производительности насоса. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к области газовой промышленности и может быть использована для проведения газогидродинамических исследований движения газожидкостных потоков с включением механических примесей, например, процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных, наклонных трубопроводах и отдельных устройствах. Технический результат изобретений заключается в обеспечении возможности наблюдения количественных изменений и улучшении качества визуализации происходящих в объеме и по высоте лифтовой колонны труб процессов, следовательно, - повышении точности результатов проводимых газогидродинамических экспериментов и уменьшении времени их анализа. Технический результат группы изобретений достигается за счет введения источника излучения, установленного с возможностью освещения лифтовой колонны труб, у которой один участок изготовлен из прозрачного материала с нанесенными на нем делениями, и осуществления фоторегистрации и записи панорамных изображений в память блока обработки информации. Проведение измерений и фоторегистрацию результатов эксперимента проводят в синхронном режиме. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине. Устройство для использования в скважине содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги и гибкую клапанную мембрану. Растяжимые штанги установлены на корпусе с возможностью открытия и закрытия. Мембрана прикреплена к растяжимым штангам и выполнена с возможностью перемещения между свернутым и развернутым положениями. Клапанная мембрана содержит первую сужающуюся часть, первый конец которой имеет первый диаметр, а второй конец имеет второй диаметр. Первый диаметр больше второго диаметра и больше внутреннего диаметра скважины. Первая сужающаяся часть присоединена к растяжимым штангам таким образом, что при использовании часть клапанной мембраны, плотно прилегающая к стенкам скважины, расположена между первым и вторым диаметрами. Клапанная мембрана являет трубкой, диаметр одного конца которой превышает наибольший диаметр, который необходимо герметизировать. Диаметр второго конца мембраны меньше наименьшего диаметра, который необходимо герметизировать. Указанное устройство для использования в скважине может быть включено в модуляционное устройство, которое помимо него содержит клапан для модуляции давления текучей среды в заполненной скважине. При использовании изобретения устранена необходимость встраивать модулятор в структуру скважины, а также устранена необходимость в насосе или сопле. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 13 ил.
Наверх