Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине



Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине
Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине
Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине
Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине
Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине
Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине
Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине
Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине
Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине
Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине
Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине
Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине

 


Владельцы патента RU 2567908:

ХАЛЛИБЕРТОН МЭНЬЮФЭКЧУРИНГ & СЕРВИСЕЗ ЛИМИТЕД (GB)

Изобретение относится к средствам контроля операций изоляции скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности контроля установки пакера в скважине. Предложен способ определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине, содержащий следующие шаги: располагают в стволе скважины трубную обсадку, на стенке которой содержится по меньшей мере один датчик давления, обращенный к кольцевой области, заключенной между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины или между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью другой трубной обсадки, в которой находится указанная трубная обсадка; выполняют в скважине операцию изоляции в указанной кольцевой области, причем при выполнении в скважине операции изоляции устанавливают пакер в кольцевой области таким образом, чтобы вынудить уплотнительный элемент пакера герметично упереться в обсадную колонну, в которой расположена указанная трубная обсадка, или в стенку ствола скважины. Далее, способ содержит этап, на котором контролируют давление флюида в кольцевой области во время операции изоляции в скважине посредством по меньшей мере одного датчика давления и передают данные о давлении флюида в кольцевой области ниже по стволу скважины относительно уплотнительного элемента, причем обнаруженное со временем падение давления в кольцевой области ниже по стволу скважины относительно уплотнительного элемента указывает на наличие утечки за пакером. Раскрыта также трубная обсадка для реализации указанного способа. 2 н. и 39 з.п. ф-лы, 12 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к способам определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине. Настоящее изобретение также относится к трубной обсадке ствола скважины, способствующей определению того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине. В частности, но не исключительно, настоящее изобретение относится к способам определения того, правильно ли была выполнена подача цемента в кольцевую область, заключенную между внутренней стенкой ствола скважины и наружной поверхностью трубной обсадки, расположенной в стволе скважины; или определения того, правильно ли был установлен пакер для обеспечения изоляции указанной кольцевой области между внутренней стенкой ствола скважины и наружной стенкой трубной обсадки, расположенной в стволе скважины либо между двумя трубными обсадками, диаметр одной из которых больше диаметра другой.

Уровень техники

В отрасли разведки месторождений и добычи нефти и газа через пробуренный с поверхности ствол скважины на поверхность поднимают скважинные флюиды, содержащие нефть и/или газ. Ствол скважины укрепляют металлической трубной обсадкой, известной в отрасли как «обсадная колонна». Обсадная колонна выполняет разнообразные функции, в том числе: укрепление пробуренных пластов пород; предотвращение непредвиденного вытекания/втекания флюидов и обеспечение магистрали, через которую могут проходить другие колонны труб и скважинный инструмент.

Обсадная колонна содержит трубные секции с резьбовыми концами, соединенными друг с другом посредством соединительных муфт, или с высаженными концами со встроенной сопрягаемой камерой, предназначенной для соединения с соответствующим безмуфтовым резьбовым концом соседней трубной секции. Некоторые из обсадных колонн имеют равнопроходные соединения. Обычно ствол скважины пробуривают до первой глубины, после чего в пробуренный ствол устанавливают обсадную колонну первого диаметра. Обсадная колонна проходит по длине пробуренного ствола до поверхности, где она заканчивается и имеет устьевое оборудование. Обсадную колонну изолируют на заданном месте в стволе скважины путем прокачки вниз по обсадной колонне «цемента», который вытекает с нижнего конца обсадной колонны и далее движется вдоль кольцевого пространства, заключенного между наружной поверхностью обсадной колонны и внутренней поверхностью пробуренного ствола скважины.

После выполнения необходимых испытаний ствол обычно продолжают до следующей глубины, пробуривая дополнительный участок ствола меньшего диаметра сквозь цементную пробку у нижнего конца первой секции ствола, имеющей больший диаметр. Затем в указанный дополнительный участок ствола скважины устанавливают вторую обсадную колонну меньшего диаметра, которая проходит внутри первой обсадной колонны к устьевому оборудованию. После этого вторую обсадную колонну также цементируют в заданном месте в стволе скважины. Этот процесс повторяют по мере необходимости до достижения заданной глубины ствола, на которой обеспечивается доступ к пласту породы, содержащему углеводороды (нефть и/или газ). Часто в ствол помещают трубную обсадку, не доходящую до устья скважины, но вставленную внутрь предыдущей секции трубной обсадки и свисающую с нее (подвешенную на ней). Такую трубную обсадку в указанной отрасли, как правило, называют «хвостовиком». Этот хвостовик аналогичным образом цементируют в месте его расположения в пробуренном стволе. Также в отрасли известна расширяемая трубная обсадка, которую спускают в ствол скважины, после чего она там расширяется до большего диаметра. Расширяемая трубная обсадка обладает рядом преимуществ. Например, расширяемый хвостовик может быть размещен в стволе без последующего значительного ограничения диаметра ствола скважины путем расширения хвостовика вниз по стволу.

Обсадная колонна ствола на своем нижнем конце несет «башмак», представляющий собой короткий тяжелый кольцевой соединительный элемент с закругленной наружной поверхностью и препятствующий застреванию обсадной колонны на уступах или препятствиях, имеющихся в стволе, при спуске указанной обсадной колонны в скважину. Над башмаком расположена «муфта с обратным клапаном», содержащая обратный клапан (обычно створчатый клапан или тарельчатый клапан). Клапан позволяет флюиду перетекать из обсадной колонны в ствол скважины, препятствуя при этом его обратному течению. Кроме того, он не позволяет скважинному флюиду затекать в обсадную колонну в процессе ее спуска в ствол скважины. Участок обсадной колонны между башмаком и указанной муфтой с обратным клапаном ограничивает собой «прибашмачную зону» и может включать в себя одну или несколько длин соединенных между собой обсадных секций. Основное назначение указанной прибашмачной зоны состоит в обеспечении того, чтобы башмак был окружен цементом.

Как правило, подаваемый вниз по обсадной колонне цемент располагается между верхним и нижним «скребками». Скребки обеспечивают скользящее уплотнение с внутренней поверхностью обсадной колонны, а также физический барьер между цементом и другими флюидами в скважине. Самый нижний в обсадной колонне скребок опускается на муфту с обратным клапаном и фиксируется на ней. Затем к флюиду в обсадной колонне выше верхнего скребка прикладывают давление, что приводит к разрыву дисковой мембраны или аналогичного устройства в нижнем скребке. При этом находящийся между двумя скребками цемент продавливается через центральное отверстие нижнего скребка через прибашмачную зону из колонного башмака в ствол скважины. Давления, приложенного к цементу, достаточно для того, чтобы цемент поступал вверх по кольцевому пространству, чтобы после схватывания изолировать обсадную колонну в стволе скважины. После подачи необходимого объема цемента в кольцевое пространство верхний скребок опускается на нижний скребок и фиксируется на нем. Скребки и муфта с обратным клапаном вместе образуют пробку, препятствующую перетеканию цемента обратно в обсадную колонну и «перетоку цемента по принципу сообщающихся сосудов», то есть возникновению ситуации, когда цемент достигает равновесного положения, при котором он поднимается на одинаковую высоту снаружи и изнутри обсадной колонны. При использовании хвостовика способ аналогичен, однако следует учитывать, что внутренний диаметр хвостовика меньше, чем у обсадной колонны, на которой он подвешен. Методика хорошо известна в области техники изобретения и требует применения одного или нескольких дротиков меньшего диаметра, расположенных в спускной колонне, присоединенной к хвостовику, а также одного или нескольких скребков с портами, расположенных в самом хвостовике. Процесс цементирования можно также выполнять с использованием только одного скребка, который следует за цементной пробкой. При этом промывка чистым флюидом или введение «пачки» флюида (и аналогичная промывка или введение пачки могут следовать за скребком) будет предшествовать цементу.

В процессе цементирования могут возникать существенные проблемы. В частности, при закачивании цемента он может теряться в пласте породы, в промыве, в «кавернах» (полостях или пустотах в породе), в трещинах и т.д., не попадая в кольцевое пространство. Результатом этого является недостаточная изоляция между обсадной колонной и стенкой ствола скважины. Если известно, что пласт, в котором ведется бурение, может вызвать такие проблемы, то в цемент могут добавляться дополнительные материалы, например волокна, для увеличения его объема и закупорки потенциальных путей потери флюида.

Независимо от того, используют такие волокна или нет, при обычных операциях цементирования предусмотрена задержка на время схватывания цемента. Затем, как правило, выполняют акустическую цементометрию, при которой в скважину спускают каротажный прибор для исследования ствола скважины и определения того, продвинулся ли цемент успешно по кольцевому пространству до заданного положения и/или не остался ли цемент незатвердевшим, то есть определения того, затвердел ли цемент должным образом. Затем буровые работы продолжают, при этом выбуривают или вырезают пробки из скребков хвостовика, муфту с обратным клапаном и цемент под муфтой с обратным клапаном в прибашмачной зоне. Простой, обусловленный ожиданием схватывания цемента и выполнением акустической цементометрии, повышает себестоимость процедуры бурения и заканчивания скважины.

Для определения того, схватился ли цемент и можно ли приступать к следующему этапу буровых работ, было предложено контролировать температуру цемента, подаваемого в кольцевое пространство ствола скважины (US-6429784, Dresser Industries, Inc.). Такое техническое решение основывается на том, что в процессе схватывания цемента его температура меняется. К колонному башмаку подключают датчик температуры и передают на поверхность данные температуры цемента. Однако такой способ не обеспечивает информации о том, насколько далеко цемент продвинулся по кольцевому пространству для изолирования обсадной колонны. Он только дает указание на то, что в зоне нахождения датчика в башмаке цемент присутствует и то, что цемент в этой зоне схватился.

Кроме того, при использовании хвостовика, в его верхней части, в месте соединения с обсадной колонной предусмотрено уплотнительное устройство, известное как пакер. Пакер такого типа в данной отрасли обычно называют «пакером верха хвостовика». Указанный пакер изолирует кольцевую область, заключенную между наружной стенкой хвостовика, внутренней стенкой обсадной колонны большего диаметра, в которой расположен хвостовик, и верхней поверхностью цемента, который был подан в ствол скважины для изолирования хвостовика. Пакер может быть перемещен хвостовиком или может развертываться независимо, при этом он содержит уплотнительный элемент, который может деформироваться радиально наружу, герметично упираясь в стенку обсадной колонны. Это достигается осевым сжатием уплотнительного элемента за счет приложения заданного количества «веса» к пакеру. В настоящее время не существует известного способа проверки того, что пакер установлен надлежащим образом и обеспечивает достаточную изоляцию. Эта проблема особенно актуальна в скважинах с искривленным стволом, где сложно подать вниз достаточный вес для установки пакера. Единственным указанием на то, что пакер не установлен корректно, является обнаружение неожиданной утечки/падения давления на поверхности, например, при испытании узла хвостовика давлением для проверки на герметичность под давлением.

Раскрытие изобретения

Задача настоящего изобретения состоит в том, чтобы минимизировать или устранить по меньшей мере один из вышеуказанных недостатков.

В соответствии с первым аспектом настоящего изобретения предложен способ определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине, причем указанный способ содержит следующие шаги:

располагают в стволе скважины трубную обсадку, содержащую по меньшей мере один датчик давления;

выполняют в скважине операцию изоляции в кольцевой области, заключенной между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины или между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью другой трубной обсадки, в которой находится указанная трубная обсадка, для изоляции указанной трубной обсадки в стволе скважины;

контролируют давление флюида в кольцевой области посредством по меньшей мере одного датчика давления; и

передают из скважины на поверхность данные о давлении флюида, контролируемые датчиком и указывающие на то, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине.

Указанный способ может представлять собой способ определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине путем цементирования ствола скважины, причем на этапе, на котором выполняют операцию изоляции в скважине, в кольцевую область для изоляции указанной трубной обсадки в стволе скважины подают цементный раствор; причем на этап, на котором передают из скважины данные о давлении флюида, из скважины на поверхность передают данные о давлении флюида, указывающие на то, насколько далеко продвинулся цементный раствор вдоль кольцевой области по направлению к поверхности, что позволяет судить о том, правильно ли была выполнена операция цементирования.

Указанный способ может представлять собой способ определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине путем установки пакера в кольцевой области. Пакер может быть присоединен к указанной трубной обсадке и введен в ствол скважины вместе с трубной обсадкой либо может быть развернут в стволе скважины после расположения указанной трубной обсадки в стволе скважины. Указанная трубная обсадка может быть хвостовиком, а трубная обсадка, в которой расположен хвостовик, может быть обсадной колонной, при этом кольцевая область ограничена между обсадной колонной или хвостовиком и стенкой ствола скважины. На этапе, на котором выполняют операцию изоляции в скважине, пакер устанавливают путем приложения усилия к уплотнительному элементу пакера так, что указанный уплотнительный элемент вынужден герметично упереться в обсадную колонну или стенку ствола скважины. При этом на этапе, на котором выполняют операцию изоляции в скважине, предусматривают пакер с разбухающим уплотнительным элементом, который при воздействии флюида в скважине разбухает и расширяется радиально, герметично упираясь в обсадную колонну или стенку ствола скважины. Такие разбухающие пакеры известны в отрасли и имеют уплотнительные элементы, разбухающие при воздействии углеводородсодержащих флюидов (например, нефти), воды или других флюидов. На этапе, на котором передают из скважины данные о давлении флюида, из скважины передают данные о давлении флюида в кольцевой области ниже по скважине от уплотнительного элемента пакера. Способ может включать в себя этап, на котором в кольцевую область для выполнения первичной изоляции трубной обсадки в стволе скважины подают цементный раствор, причем пакер располагают выше по стволу скважины от цемента для создания пространства между верхней по стволу скважины поверхностью или концом цемента и уплотнительным элементом пакера. Способ может включать в себя этап, на котором контролируют давление флюида в указанном пространстве. Изменение давления флюида может указывать на утечку за уплотнительным элементом пакера, то есть на неправильную посадку пакера. Способ может предусматривать как контролирование давления цементного раствора датчиком давления, так и контролирование давления флюида в указанном пространстве другим датчиком давления. Хотя в настоящем описании ссылаются на трубную обсадку в виде обсадной колонны и хвостовика, следует понимать, что принципы настоящего изобретения применимы и к другим типам трубной обсадки, известным в данной отрасли.

В соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения предложен способ определения того, правильно ли была выполнена операция цементирования в скважине, причем указанный способ содержит следующие шаги:

располагают в стволе скважины трубную обсадку, содержащую по меньшей мере один датчик давления;

подают цементный раствор в кольцевую область, заключенную между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины для изоляции трубной обсадки в стволе скважины;

контролируют давление цементного раствора в кольцевой области посредством по меньшей мере одного датчика давления; и

передают из скважины на поверхность данные о давлении, контролируемые датчиком и указывающие на то, насколько далеко цементный раствор продвинулся вдоль кольцевой области по направлению к поверхности, что позволяет судить о том, правильно ли была выполнена операция цементирования.

В настоящем описании ссылаются на «флюид», который можно использовать при операции изоляции скважины. Для изоляции трубной обсадки на открытом участке ствола скважины обычно используют цемент. Следует, однако, понимать, что под термином «флюид» в настоящем контексте подразумевают и другие типы флюидов, которые могут быть использованы или разработаны для такой изоляции и которые могут быть поданы в ствол скважины в текучем состоянии, а затем схватываться или затвердевать в нетекучем состоянии, в котором они могут выполнять изолирующую функцию.

Следует понимать, что «цемент» в контексте настоящего изобретения является обобщенным наименованием материалов на основе цемента, используемых в области разведки месторождений и добычи нефти и газа. Цементный «раствор» является смесью цемента и воды, причем указанная смесь находится в достаточно текучем состоянии до момента схватывания или затвердевания, так чтобы цемент можно было закачать в кольцевую область скважины. Хорошо известно, что вода в цементном растворе вступает в химическую реакцию с активными ингредиентами цемента. В частности, трехкальциевый силикат, присутствующий в обычных цементах, реагирует с образованием гидросиликата кальция. Обычно для управления процессом схватывания цементного раствора и для улучшения эксплуатационных характеристик схватившегося цемента применяют добавки.

На этапе, на котором контролируют давление цементного раствора, контролируют гидростатическое давление раствора. Давление можно контролировать после завершения подачи цементного раствора из трубной обсадки в кольцевую область. Этим давлением может быть гидростатическое давление цементного раствора. Следует понимать, что это то давление, которое оказывает раствор в равновесном состоянии за счет силы тяжести, без приложения внешнего давления (то есть давления насоса). Контролируя гидростатическое давление кольцевого столба цементного раствора, можно получить подтверждение того, что цементный раствор был правильно подан в кольцевую область, и что он продвинулся на необходимое расстояние вдоль трубной обсадки. Это может способствовать определению того, что между трубной обсадкой и пробуренными пластами породы существует достаточная изоляция.

В частности, для ствола скважины известной длины при известном положении в скважине трубной обсадки известной длины можно рассчитать «высоту» кольцевого столба цемента, требуемую для изоляции трубной обсадки. Следует понимать, что ствол скважины может быть искривленным и что «высота» цементного столба является длиной ствола, которую занимает цемент. Кроме того, для ствола известного внутреннего диаметра и трубной обсадки известного наружного диаметра можно рассчитать объем кольцевой области, имеющей данную высоту. По этим данным, зная геометрию пробуренного ствола скважины, в частности требуемую вертикальную протяженность (или глубину) цемента по измерениям датчика, можно рассчитать гидростатическое давление, оказываемое этим известным объемом цементного раствора. То есть вертикальная протяженность цементного раствора коррелирует с его гидростатическим давлением. Таким образом, контролируя гидростатическое давление, можно определять вертикальную протяженность цементного раствора, то есть высоту столба цементного раствора. То есть можно получить оценку того, правильно ли была выполнена операция цементирования. Если результаты указывают на то, что столб требуемой высоты был сформирован, то пока схватывается цементный раствор, можно приступать к подготовке следующей фазы бурения, экономя время и, тем самым, снижая себестоимость.

В соответствии с третьим аспектом настоящего изобретения предложена трубная обсадка ствола скважины, содержащая:

по меньшей мере один датчик давления для контролирования давления флюида в кольцевой области, заключенной между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины или между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью другой трубной обсадки, в которой находится указанная трубная обсадка, причем по меньшей мере один датчик давления находится на указанной трубной обсадке или внутри нее и сообщается с кольцевой областью для контролирования давления;

причем обеспечена возможность поднятия из скважины на поверхность данных о давлении флюида, контролируемых указанным по меньшей мере одним датчиком давления и указывающих на то, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине.

В соответствии с четвертым аспектом настоящего изобретения предложена трубная обсадка ствола скважины, содержащая:

по меньшей мере один датчик давления для контролирования давления цементного раствора, подаваемого в кольцевую область, заключенную между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки скважины, для изоляции трубной обсадки в стволе скважины, причем по меньшей мере один датчик давления расположен на или внутри поверхности трубной обсадки;

причем обеспечена возможность поднятия из скважины на поверхность данных о давлении цементного раствора, контролируемых указанным по меньшей мере одним датчиком давления и указывающих на то, насколько далеко цементный раствор продвинулся вдоль кольцевой области по направлению к поверхности, что позволяет судить о том, правильно ли была выполнена операция цементирования.

Трубная обсадка ствола скважины может быть обсадной колонной или хвостовиком. Обычно в стволе скважины располагают несколько обсадных колонн уменьшающегося диаметра. Каждая обсадная колонна может содержать по меньшей мере один датчик. При использовании хвостовика, подвешиваемого в стволе скважины с обсадной колонны наименьшего диаметра, хвостовик может содержать по меньшей мере один датчик. Кольцевая область, прежде всего, имеет пространство между внутренней стенкой ствола скважины и наружной стенкой рассматриваемой трубной обсадки. Однако по меньшей мере часть кольцевой области может иметь пространство между двумя концентрическими трубными обсадками различного диаметра.

Дополнительные отличительные признаки способов и трубной обсадки любого аспекта настоящего изобретения с первого по четвертый вытекают из нижеследующего описания.

Давление цементного раствора можно также контролировать в ходе перекачивания раствора из трубной обсадки в кольцевую область. Снижение этого контролируемого давления может указывать на непредвиденные потери цементного раствора, например, в пласт породы.

Данные могут быть подняты из скважины на поверхность путем передачи данных на поверхность.

Данные могут быть переданы акустическим способом посредством акустической телеметрической системы. Телеметрическая система может содержать передатчик, подключенный по меньшей мере к одному датчику и предназначенный для передачи на поверхность акустических звуковых волн, характеризующих или несущих данные о давлении. Передатчик может быть первичным передатчиком, при этом внутри ствола скважины может быть предусмотрен один или более повторителей, опционально на трубной обсадке или внутри нее, для приема сигнала, переданного первичным передатчиком, и его повторения, чтобы, тем самым, передать данные на поверхность. Повторитель (повторители) может учитывать ослабление силы сигнала при прохождении вдоль ствола скважины. Акустический сигнал или сигналы обычно затухают при прохождении вверх по трубной обсадке. Обычно затухание сигнала (сигналов) усиливается по мере увеличения контакта между трубной обсадкой и цементом. Это затухание сигнала (сигналов) может обеспечить определение качества цементных работ и/или может служить индикатором существования сцепления с трубной обсадкой. Например, если цемент не схватился и является незатвердевшим, измеренные значения давления не будут меняться со временем, и это может подтвердить акустическое затухание сигнала (сигналов), которое не будет изменяться (или же по меньшей мере не будет изменяться в той же степени, как при существовании хорошего сцепления). Таким образом, о существовании сцепления с цементом можно судить по существующей степени затухания сигнала. Поэтому способ может включать в себя этап, на котором контролируют степень затухания сигнала.

Данные могут быть переданы электрическим способом посредством электрической системы передачи. Система может содержать передатчик, подключенный по меньшей мере к одному датчику и предназначенный для передачи на поверхность электрических сигналов, характеризующих или несущих данные о давлении. Несколько индуктивно подключенных коннекторов может быть расположено вдоль ствола скважины, опционально - вдоль длины трубной обсадки ствола скважины для обеспечения электрического канала передачи данных на поверхность. Альтернативно, передача данных может осуществляться по проводу или кабелю, присоединенному к передатчику, который может быть встроен в трубную обсадку.

На отдельной колонне труб или на канате (на тросовом канате или электропроводе) в ствол скважины можно спустить инструмент, взаимодействующий с интерфейсом или концентратором, подключенным по меньшей мере к одному датчику для загрузки данных. Для загрузки данных инструмент может быть приведен в контакт с интерфейсом. Данные могут быть переданы с интерфейса на инструмент. Передача данных может быть выполнена любым из подходящих методов, например радиочастотным или индуктивным методом. Данные могут быть сохранены на или в запоминающем устройстве обсадной колонны/тросового инструмента, при этом для загрузки данных инструмент может быть поднят из скважины на поверхность. Данные на поверхность могут быть переданы через колонну труб/канат. Опционально, данные могут быть переданы по меньшей мере частично через трубную обсадку и по меньшей мере частично через колонну труб/через тросовый инструмент.

Например, данные можно частично передавать через трубную обсадку к интерфейсу или концентратору, расположенному выше по стволу скважины, при этом данные можно передавать на колонну труб/тросовый инструмент через интерфейс или концентратор. Колонна труб может быть спускной колонной, присоединенной к трубной обсадке, вводимой в скважину. Колонна труб может быть спускной колонной хвостовика, присоединенной к хвостовику. Колонна труб может быть колонной бурильных труб или другим буровым снарядом, используемым для выполнения работ в стволе скважины.

Данные можно хранить в электронном виде в запоминающем устройстве, подключенном к по меньшей мере одному датчику, которое затем передают из скважины на поверхность и загружают с него данные. Запоминающее устройство может быть выполнено в корпусе, который прикреплен к трубной обсадке с возможностью съема. Корпус может быть кольцевой втулкой или кольцом, установленным во внутреннем пространстве трубной обсадки. Корпус может быть прикреплен к трубной обсадке съемными стопорами, например срезными штифтами, которые могут быть удалены для подъема корпуса из скважины на поверхность. Корпус может быть выполнен с возможностью его выбуривания/вырезания.

Данные на поверхность можно передавать по флюиду в трубной обсадке посредством сигналов давления флюида. Сигналы можно генерировать посредством устройства генерирования импульсов давления, подключенного к по меньшей мере одному датчику. Устройство может быть расположено в стволе скважины выше флюида (например, цементного раствора), подаваемого в кольцевую область, и может быть включено для генерирования сигналов только после прохождения цементного раствора вдоль трубной обсадки и в кольцевую область. Таким образом, устройство может продолжать посылать данные на поверхность после цементирования. Способ может включать в себя шаги, на которых в ствол скважины помещают обсадную колонну, проходящую от устьевого оборудования, и располагают в стволе скважины хвостовик меньшего диаметра, подвешенного с обсадной колонны. Устройство может быть расположено в или на верхней части хвостовика, которой он соединяется с обсадной колонной. Устройство может быть расположено в бурильной, спускной или рабочей колонне, присоединенной к указанной трубной обсадке, причем указанную колонну используют для развертывания указанной трубной обсадки в стволе скважины. Цемент можно подавать через рабочую колонну в указанную трубную обсадку (то есть и в кольцевую область) при отключенном устройстве, а устройство для передачи данных на поверхность включать после завершения цементирования. Если после этого на поверхности будет обнаружено падение давления (что может указывать на путь утечки в цементе или за пакером), то может быть осуществлено вмешательство, в процессе которого рабочую колонну снова развертывают в скважине, и к по меньшей мере одному датчику подключают устройство генерирования импульсов для того, чтобы далее поднимать из скважины данные о давлении. Это может способствовать определению местонахождения утечки.

По меньшей мере один датчик может быть расположен на или внутри внутренней поверхности трубной обсадки. Указанный по меньшей мере один датчик подвержен воздействию давления флюида в кольцевой области. Указанный по меньшей мере один датчик может быть расположен глубже по стволу скважины относительно муфты с обратным клапаном трубной обсадки, причем указанная муфта содержит обратный клапан, позволяющий флюиду течь из трубной обсадки в ствол скважины, но препятствующий флюиду течь обратно. Указанный по меньшей мере один датчик может быть расположен выше по стволу скважины относительно колонного башмака трубной обсадки. Таким образом, указанный по меньшей мере один датчик подвержен воздействию давления флюида в кольцевой области. Указанный по меньшей мере один датчик может быть расположен выше по стволу скважины относительно муфты с обратным клапаном трубной обсадки и сообщаться с кольцевой областью сквозь стенку трубной обсадки для измерения давления в кольцевой области. В стенке трубной обсадки может быть предусмотрен порт сообщения.

По меньшей мере один датчик давления может быть расположен на или внутри наружной поверхности трубной обсадки. Данные об измеренном давлении можно поднимать из скважины на поверхность вдоль внутреннего пространства трубной обсадки. Указанный по меньшей мере один датчик может сообщаться с устройством хранения информации, расположенным во внутреннем пространстве трубной обсадки. В стенке трубной обсадки может быть предусмотрен порт сообщения, предназначенный для подключения указанного по меньшей мере одного датчика к устройству хранения информации. Указанный по меньшей мере один датчик может быть индуктивно подключен к приемнику, расположенному во внутреннем пространстве указанной трубной обсадки и предназначенному для перенаправления данных сквозь стенку трубной обсадки. Приемник может быть предусмотрен в указанной трубной обсадке или в инструменте, развертываемом в стволе скважины на отдельной колонне труб, на канате. Данные можно сохранять в запоминающем устройстве для подъема из скважины на поверхность или передавать на поверхность согласно вышеприведенному описанию.

При необходимости цемент можно контролировать, поместив датчик давления так, чтобы столб флюида (цементного раствора) воздействовал на указанный датчик в осевом взаимном расположении, то есть чтобы кольцевой цементный столб проходил по существу перпендикулярно лицевой стороне датчика. При схватывании цемент может давать усадку и оставлять каналы между собой и обсадной колонной и/или пластом. Если датчик давления находится в стенке обсадной колонны так, что давление/гидростатическое давление воздействует на датчик, когда цемент находится в жидком состоянии, то схватывающийся цемент становится твердым и больше не оказывает давление на датчик, так как имеется столб, поддерживающий его снизу. Это укажет на то, что цемент фактически схватывается на поверхности. Кроме того, если датчик занимает осевое положение, где на него может воздействовать вес или масса столба, то на датчике будет оставаться вес или давление. В таких случаях целесообразно располагать датчик в выступающем элементе, например лопатке, или в выступе центратора, так чтобы он был обращен вверх по скважине. Возможность контролировать столб цемента указанным способом может быть предусмотрена не во всех возможных случаях - например, в искривленных или горизонтальных стволах.

В трубной обсадке может быть установлено несколько датчиков, расположенных на расстоянии друг от друга по длине трубной обсадки. Это может обеспечить подъем данных из ствола скважины из нескольких точек, расположенных на расстоянии друг от друга по длине ствола скважины.

Используя по меньшей мере еще один соответствующий датчик, можно контролировать еще по меньшей мере один параметр флюида опционально цементного раствора. Этим параметром может быть температура. Контролирование температуры флюида может обеспечить улучшение точности измерений, выполняемых датчиком давления. Например, можно сопоставлять температуру цементного раствора в процессе схватывания с измеренными данными о давлении. Можно контролировать плотность цементного раствора в скважине. Это может служить показателем качества цемента.

В соответствии с пятым аспектом настоящего изобретения предложен способ определения того, правильно ли была выполнена операция цементирования в скважине, причем указанный способ содержит следующие шаги: располагают в стволе скважины трубную обсадку;

подают цементный раствор в кольцевую область, заключенную между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины, для изоляции трубной обсадки в стволе скважины; помещают по меньшей мере один маркер в поток цементного раствора, подаваемый в кольцевую область;

контролируют присутствие маркера в кольцевой области посредством датчика в трубной обсадке; и

передают из скважины на поверхность данные о присутствии маркера, контролируемые датчиком, причем присутствие маркера указывает на то, что цементный раствор продвинулся вдоль кольцевой области по направлению к поверхности по меньшей мере на такое расстояние, чтобы оказаться в зоне обнаружения датчика, что позволяет судить о том, правильно ли была выполнена операция цементирования.

Таким образом, изобретение по пятому аспекту позволяет определить, правильно ли была выполнена операция цементирования, путем контролирования присутствия маркера в цементном растворе, текущем вверх по кольцевой области по направлению к поверхности. Маркеры могут быть относительно небольшими и дешевыми, причем для повышения вероятности их обнаружения датчиком в потоке цементного раствора их можно предусмотреть в большом количестве.

Указанный по меньшей мере один маркер может представлять собой активный маркер, способный испускать сигнал или выдавать индикацию, которые могут быть обнаружены датчиком. Маркер может быть активным RFID-радиомаркером, постоянно подающим сигнал. Датчик может быть RFID-считывателем. Указанный по меньшей мере один маркер может быть радиоактивным и может излучать радиацию, которая может быть обнаружена датчиком. Датчик может быть выполнен с возможностью обнаружения радиации, превышающей естественный уровень фоновой радиации в зоне датчика, тем самым указывая на присутствие маркера.

Указанный по меньшей мере один маркер может быть пассивным маркером, не испускающим сигнал активно. При этом способ включает в себя направление запроса в цементный раствор для обнаружения присутствия маркера.

Указанный по меньшей мере один маркер может быть выборочно активируемым маркером. Маркер может быть выполнен таким образом, чтобы подавать сигнал только в присутствии датчика. Например, маркер может быть выполнен с возможностью подачи сигнала при обнаружении радиочастотного поля, излучаемого датчиком, чтобы потом указанный сигнал был быть обнаружен датчиком. Маркеры могут быть RFID-маркерами пассивного типа с батареей, оснащенными встроенными батареями и активируемыми в присутствии датчика, который может представлять собой RFID-считыватель.

Способ может включать в себя этап, на котором устанавливают в стволе скважины несколько датчиков, расположенных на расстоянии друг от друга по длине трубной обсадки. Это может обеспечить поднятие данных из точек ствола скважины, расположенных на расстоянии друг от друга по длине ствола скважины. Установка датчиков, расположенных на расстоянии друг от друга по длине трубной обсадки, может обеспечить получение последовательных показаний о присутствии маркеров и, соответственно, цемента, по мере прохождения цемента в кольцевой области вверх по скважине.

Способ может включать в себя этап, на котором располагают по меньшей мере один датчик рядом с верхним по стволу скважины концом трубной обсадки. Обнаружение маркера указанным датчиком будет указывать на то, что цементный раствор продвинулся вверх по кольцевой области по меньшей мере на большую часть длины трубной обсадки. Способ может включать в себя этап, на котором располагают в стволе скважины первую трубную обсадку первого диаметра и цементируют первую трубную обсадку в заданном месте в стволе скважины; а также располагают вторую трубную обсадку второго диаметра, который меньше первого диаметра указанной первой трубной обсадки, и цементируют вторую трубную обсадку в заданном месте в стволе скважины. Вторая трубная обсадка, расположенная рядом с интерфейсом между первой и второй трубными обсадками, может содержать датчик. Обнаружение маркера указанным датчиком указывает на то, что цементный раствор продвинулся вверх по кольцевой области между наружной поверхностью второй трубной обсадки и внутренней поверхностью ствола скважины по меньшей мере до уровня пересечения первой и второй трубных обсадок.

Способ может включать в себя этап, на котором помещают в поток цементного раствора несколько маркеров, а также этап, на котором добавляют в поток раствора, закачиваемого в ствол скважины, дополнительные маркеры с заданной периодичностью.

Указанный по меньшей мере один датчик может быть расположен в соответствии с любой одной или несколькими методиками, рассмотренными выше применительно к первому или второму аспекту настоящего изобретения. Данные могут быть подняты из скважины на поверхность посредством любой одной или нескольких методик, рассмотренных выше применительно к первому или второму аспекту настоящего изобретения.

В соответствии с шестым аспектом настоящего изобретения предложен узел трубной обсадки ствола скважины, содержащий:

несколько секций трубной обсадки, соединенных торцами друг с другом; башмак, расположенный на самой нижней секции трубной обсадки; муфту с обратным клапаном, расположенную над башмаком, причем указанная муфта содержит обратный клапан, позволяющий выполнять подачу флюида из трубной обсадки в ствол скважины и препятствующий флюиду течь обратно из ствола скважины;

прибашмачную зону, включающую в себя по меньшей мере часть по меньшей мере одной секции трубной обсадки и проходящую между башмаком и муфтой с обратным клапаном;

по меньшей мере один датчик для контролирования давления цементного раствора, подаваемого через муфту с обратным клапаном и прибашмачную зону в кольцевую область, заключенную между наружной поверхностью указанного узла трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины; и интерфейс, подключенный к датчику, причем указанный интерфейс позволяет поднимать из скважины на поверхность данные о давлении, контролируемые датчиком и указывающие на то, насколько далеко цементный раствор продвинулся вдоль кольцевой области по направлению к поверхности, что позволяет судить о том, правильно ли была выполнена операция цементирования;

причем интерфейс датчика расположен над муфтой с обратным клапаном, что обеспечивает возможность получения доступа к датчику после операции цементирования.

В соответствии с седьмым аспектом настоящего изобретения предложен способ определения того, правильно ли была выполнена операция цементирования, причем указанный способ содержит следующие шаги:

соединяют торцами друг с другом несколько секций трубной обсадки ствола скважины;

располагают башмак на самой нижней секции трубной обсадки;

располагают над башмаком муфту с обратным клапаном, причем указанная муфта содержит обратный клапан, позволяющий выполнять подачу флюида из трубной обсадки в ствол скважины и препятствующий флюиду течь обратно из ствола скважины, причем расположение муфты с обратным клапаном таково, что прибашмачная зона, включающая в себя по меньшей мере часть по меньшей мере одной секции трубной обсадки, проходит между башмаком и муфтой с обратным клапаном;

подают цементный раствор через муфту с обратным клапаном и прибашмачную зону в кольцевую область, заключенную между наружной поверхностью указанного узла трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины;

контролируют давление цементного раствора в кольцевой области посредством по меньшей мере одного датчика давления;

подключают к указанному по меньшей мере одному датчику интерфейс и располагают интерфейс над муфтой с обратным клапаном для обеспечения возможности получения доступа к датчику после операции цементирования; и передают из скважины на поверхность через интерфейс датчика данные о давлении, контролируемые по меньшей мере одним датчиком и указывающие на то, насколько далеко цементный раствор продвинулся вдоль кольцевой области по направлению к поверхности, что позволяет судить о том, правильно ли была выполнена операция цементирования.

Трубная обсадка и способ шестого и седьмого аспектов изобретения за счет обеспечения интерфейса над муфтой с обратным клапаном позволяют контролировать давление подаваемого в кольцевую область цементного раствора и далее поднимать данные на поверхность. Доступ к интерфейсу может быть получен даже после завершения операции цементирования и схватывания цемента.

Дополнительные отличительные признаки трубной обсадки и способа шестого и седьмого аспектов настоящего изобретения вытекают из нижеследующего описания.

Указанный по меньшей мере один датчик может быть расположен ниже по стволу скважины относительно муфты с обратным клапаном и выше по стволу скважины относительно башмака трубной обсадки так, что указанный датчик подвергается воздействию давления флюида в кольцевой области. Подключенный к датчику интерфейс позволяет поднимать из скважины на поверхность измеренные данные о давлении.

Указанный по меньшей мере один датчик также может быть расположен выше по стволу скважины относительно муфты с обратным клапаном и может сообщаться с кольцевой областью сквозь стенку трубной обсадки, чтобы иметь возможность измерять давление в кольцевой области. В стенке трубной обсадки может быть предусмотрен порт сообщения. Интерфейс может быть встроен в корпус, также содержащий датчик.

Можно предусмотреть несколько датчиков и только один интерфейс, сопряженный с каждым из датчиков, или несколько интерфейсов, каждый из которых сопряжен более чем с одним датчиком.

Отдельная колонна труб или инструмент на канате (тросовом канате или электрокабеле) могут быть спущены в ствол скважины и приведены в контакт с интерфейсом для загрузки данных. Данные могут быть сохранены в запоминающем устройстве, расположенном на или в колонне труб/тросовом инструменте, а для загрузки данных колонна труб/тросовый инструмент могут быть подняты из скважины на поверхность. Данные могут быть переданы на поверхность через колонну труб/тросовый инструмент. Опционально, данные могут быть переданы по меньшей мере частично через трубную обсадку и по меньшей мере частично через колонну труб/через тросовый инструмент. Например, данные можно частично передавать через трубную обсадку к месту выше по стволу скважины относительно датчика, где расположен интерфейс, и через этот интерфейс данные можно передавать на колонну труб/тросовый инструмент. Колонна труб может быть спускной колонной, присоединенной к трубной обсадке, спускаемой в скважину. Колонна труб может быть спускной колонной хвостовика, присоединенной к хвостовику.

Указанный по меньшей мере один датчик может быть расположен в соответствии с любой одной или несколькими методиками, рассмотренными выше применительно к первому или второму аспекту настоящего изобретения. Данные могут быть подняты из скважины на поверхность с использованием любой одной или нескольких методик, рассмотренных выше применительно к первому или второму аспекту настоящего изобретения.

В соответствии с восьмым аспектом настоящего изобретения предложен способ определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине, причем указанный способ содержит следующие шаги:

располагают в стволе скважины трубную обсадку, содержащую по меньшей мере один датчик;

выполняют в скважине операцию изоляции в кольцевой области, заключенной между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины или между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью другой трубной обсадки, в которой находится указанная трубная обсадка, для изоляции указанной трубной обсадки в стволе скважины;

контролируют по меньшей мере одно свойство материала флюида в кольцевой области посредством по меньшей мере одного датчика; и

передают из скважины на поверхность данные о свойстве материала флюида, контролируемые датчиком и позволяющие судить о том, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине.

В соответствии с девятым аспектом настоящего изобретения предложен способ определения того, правильно ли была выполнена операция цементирования в скважине, причем указанный способ содержит следующие шаги:

располагают в стволе скважины трубную обсадку, содержащую по меньшей мере один датчик;

подают цементный раствор в кольцевую область, заключенную между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины, для цементирования трубной обсадки в стволе скважины; контролируют по меньшей мере одно свойство материала цементного раствора в кольцевой области посредством по меньшей мере одного датчика; и

понимают из скважины на поверхность данные о по меньшей мере одном свойстве материала, контролируемые датчиком и указывающие на то, насколько далеко цементный раствор продвинулся вдоль кольцевой области по направлению к поверхности, что позволяет судить о том, правильно ли была выполнена операция цементирования.

В соответствии с десятым аспектом настоящего изобретения предложена трубная обсадка ствола скважины, содержащая:

по меньшей мере один датчик для контролирования по меньшей мере одного свойства материала флюида в кольцевой области, заключенной между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины для изоляции трубной обсадки в стволе скважины или между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью другой трубной обсадки, в которой находится указанная трубная обсадка;

причем данные о по меньшей мере одном свойстве материала флюида, контролируемые по меньшей мере одним датчиком, передают из скважины на поверхность, причем указанные данные указывают на то, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине.

В соответствии с одиннадцатым аспектом настоящего изобретения предложена трубная обсадка ствола скважины, содержащая:

по меньшей мере один датчик для контролирования по меньшей мере одного свойства материала цементного раствора, подаваемого в кольцевую область, заключенную между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины для изоляции трубной обсадки в стволе скважины;

причем данные о по меньшей мере одном свойстве материала цементного раствора, контролируемые по меньшей мере одним датчиком, передают из скважины на поверхность, причем указанные данные указывают на то, насколько далеко цементный раствор продвинулся вдоль кольцевой области по направлению к поверхности, что позволяет судить о том, правильно ли была выполнена операция цементирования.

Способы могут представлять собой способы определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине, осуществляемая путем цементирования ствола скважины или путем установки пакера в кольцевую область согласно вышеприведенному описанию. Трубные обсадки могут быть трубными обсадками, применяемыми в таких случаях.

Указанное по меньшей мере одно свойство материала может быть естественным или внутренне присущим свойством флюида, который может представлять собой цементный раствор и/или схватившийся или отвердевший цемент. Указанное по меньшей мере одно свойство материала может быть свойством материала, добавленного во флюид (опционально - цементный раствор), причем такой материал добавляют во флюид для его контролирования по меньшей мере одним датчиком. Свойство или свойства материала, измеряемые по меньшей мере одним датчиком, могут выбираться из группы, включающей в себя механические, электрические, магнитные, радиологические и химические свойства. Можно контролировать другие свойства. Указанное по меньшей мере одно свойство может быть сопротивлением флюида (опционально - цементного раствора). Указанное по меньшей мере одно свойство может быть плотностью флюида, опционально - цементного раствора. Можно различать сопротивление или плотность флюида (опционально - цемента) и флюида, который он заменил собой в кольцевой области. Для упрощения такой дифференциации, к флюиду (опционально - цементному раствору) могут быть добавлены добавки, которые могут быть химическими добавками. Добавки могут быть радиоактивными и, например, могут быть радиоактивным флюидом. Флюид может быть выбран таким образом, чтобы он не оказывал значительного влияния на показания сопротивления, снимаемые в процессе операции изоляции (опционально - цементирования).

Для получения данных о флюиде (опционально - цементе) может быть предусмотрено несколько датчиков, расположенных на расстоянии друг от друга вдоль длины ствола скважины в точках, расположенных на расстоянии друг от друга вдоль длины кольцевой области.

Указанный по меньшей мере один датчик может быть расположен в соответствии с любой одной или несколькими методиками, рассмотренными выше применительно к любому из аспектов изобретения с первого по четвертый. Данные могут быть подняты из скважины на поверхность с использованием любой одной или нескольких методик, рассмотренных выше применительно к любому из аспектов изобретения с первого по четвертый.

Объем настоящего изобретения, определенный одним или несколькими с первого по одиннадцатый аспектами изобретения, может включать в себя любой из отличительных признаков, опций или возможностей, изложенных где-либо еще в настоящем документе, в частности в одном или нескольких других аспектах изобретения.

В настоящем документе упоминаются элементы, находящиеся в «нижнем», «верхнем» или «самом нижнем» месте в стволе скважины или которые находятся «выше» или «ниже» других расположенных в стволе скважины элементов. Следует понимать, что многие стволы скважин отклонены от вертикали и что в искривленном стволе скважины элемент может находиться глубже другого элемента, находясь при этом не ниже него по вертикали. Действительно, некоторые стволы скважин могут кончаться выше своей самой нижней точки, например, имея U-образную форму, или форму протяженной восходящей прямой. То есть упоминания таких элементов следует рассматривать с учетом данного обстоятельства. Например, упоминание элемента как «самого нижнего» в стволе скважины, подразумевает, что элемент находится в точке, самой глубокой в скважине относительно поверхности по сравнению с другим элементом или элементами.

Краткое описание чертежей

Далее в качестве примеров раскрыты варианты осуществления настоящего изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее.

На фиг. 1 схематично в частичном продольном разрезе показан ствол скважины, укрепленный трубной обсадкой в соответствии с известным способом.

На фиг. 2, фиг. 3 и фиг. 4 представлены виды, аналогичные тем, что показаны на фиг. 1, и иллюстрирующие различные этапы изоляции ствола скважины на фиг. 1 путем цементирования трубной обсадки в стволе скважины.

На фиг. 5 показан вид, аналогичный виду на фиг. 4 и изображающий ствол скважины, укрепленный трубной обсадкой, изолированной путем цементирования трубной обсадки в заданном месте в стволе скважины, причем данный чертеж иллюстрирует шаги способа определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции ствола скважины, а также показывает трубную обсадку ствола скважины в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 6 показан вид, аналогичный виду на фиг. 4 и изображающий ствол скважины, укрепленный трубной обсадкой, изолированной путем цементирования трубной обсадки в заданном месте в стволе скважины, причем данный чертеж иллюстрирует шаги способа определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции ствола скважины, а также показывает трубную обсадку ствола скважины в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 7 показан вид, аналогичный виду на фиг. 4 и изображающий ствол скважины, укрепленный трубной обсадкой, изолированной путем цементирования трубной обсадки в заданном месте в стволе скважины, причем данный чертеж иллюстрирует шаги способа определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции ствола скважины, а также показывает трубную обсадку ствола скважины в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 8 показан вид, аналогичный виду на фиг. 4 и изображающий ствол скважины, укрепленный трубной обсадкой, изолированной путем цементирования трубной обсадки в заданном месте в стволе скважины, причем данный чертеж иллюстрирует шаги способа определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции ствола скважины, а также показывает трубную обсадку ствола скважины в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 9 и фиг. 10 схематично в частичном продольном разрезе показан ствол скважины, укрепленный трубной обсадкой в процессе и после изоляции путем цементирования трубной обсадки в заданном месте в стволе скважины, причем данные чертежи также иллюстрируют шаги способа определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции ствола скважины, а также показывают трубную обсадку ствола скважины в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 11 показан вид, аналогичный виду на фиг. 9 и изображающий укрепленный трубной обсадкой ствол скважины в процессе цементирования трубной обсадки в заданном месте в стволе скважины, причем данный чертеж также иллюстрирует шаги способа определения того, правильно ли была выполнена операция цементирования ствола скважины, а также показывает трубную обсадку ствола скважины в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 12 схематично в частичном продольном разрезе показан укрепленный трубной обсадкой ствол скважины после изоляции пакером, причем данный чертеж иллюстрирует шаги способа определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции ствола скважины, а также показывает трубную обсадку ствола скважины в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.

Осуществление изобретения

На фиг. 1 схематично в частичном продольном разрезе показан ствол 10 скважины, укрепленный трубной обсадкой. Ствол 10 пробурен с поверхности 12, которая может представлять собой сушу или морское дно, для получения доступа к подземному пласту 14, содержащему углеводороды (нефть и/или газ). Ствол 10 скважины был пробурен до первой глубины 16 для формирования первого участка 11 ствола, а затем был укреплен трубной обсадкой в виде первой обсадной колонны 18 первого диаметра. Первая обсадная колонна 18 заканчивается и имеет на поверхности устьевое оборудование 19, тип которого известен в области техники настоящего изобретения. Первая обсадная колонна 18 содержит несколько обсадных секций, соединенных торцами друг к другу с использованием резьбовых соединительных муфт (не показаны). На чертеже показаны две обсадные секции 20 и 22, но следует понимать, что первая глубина 16 может находиться на уровне многих тысяч футов ниже поверхности 12, и что для формирования первой обсадной колонны скрепляют друг с другом гораздо большее количество обсадных секций. Вниз по отверстию 26 обсадной колонны 18 и в кольцевую область 28, заключенную между внутренней поверхностью 30 ствола 10 скважины и наружной поверхностью 32 обсадной колонны 18, был подан цемент 24. Операция цементирования была выполнена для изоляции обсадной колонны 18 в стволе 10 скважины по обычной технологии, которая подробнее будет описана ниже.

После схватывания цемента 24 и завершения каких-либо требуемых испытаний, например акустической цементометрии, ствол 10 скважины продлевают до следующей глубины 32, пробуривая от подошвы 36 первого участка 11 ствола скважины дополнительный участок 34 меньшего диаметра, проходя при этом сквозь цементную пробку 38 под первой обсадной колонной 18. Далее указанный дополнительный участок 34 был укреплен второй обсадной колонной 40 меньшего диаметра, также содержащей несколько соединенных торцами друг к другу обсадных секций, четыре из которых показаны на чертеже и обозначены номерами позиций 42, 44, 46 и 58. Вторая обсадная колонна также заканчивается устьевым оборудованием 19, причем на чертеже она показана до выполнения операции цементирования в заданном месте в стволе скважины. Далее будет описана операция цементирования со ссылкой также на фиг. 2, фиг. 3 и фиг. 4, на которых представлены виды, аналогичные виду на фиг. 1 и иллюстрирующие различные шаги операции цементирования.

Для выполнения операции цементирования, вторая обсадная колонна 40 (как, впрочем, и первая обсадная колонна 18 и все другие обсадные секции, находящиеся в стволе 10 скважины) содержит колонный башмак 48, расположенный на нижнем конце обсадной колонны. Колонный башмак 48 представляет собой короткий тяжелый кольцевой соединительный элемент с закругленной наружной поверхностью 50, который препятствует застреванию колонны 40 на уступах или препятствиях, имеющихся в стволе, в процессе ее опускания. Башмак 48 имеет отверстие 52, через которое флюид протекает из колонны 40 в ствол 10. На заданном расстоянии над башмаком 48 расположена муфта 54 с обратным клапаном, а между башмаком 48 и муфтой 54 находится прибашмачная зона 56. Указанная прибашмачная зона обычно включает в себя одну или несколько соединенных между собой обсадных секций. На чертеже показано, что прибашмачная зона имеет единственную обсадную секцию 58, для наглядности изображенную укороченной. Муфта 54 с обратным клапаном представляет собой короткий кольцевой элемент, имеющий отверстие 60 и обратный клапан 62, закрывающий указанное отверстие 60. Клапан 62 может представлять собой клапан одного из многочисленных типов, известных в области техники настоящего изобретения, но на чертеже показан створчатый клапан, смещенный в закрытое положение. Створчатый клапан 62 позволяет флюиду течь из обсадной колонны 40 в прибашмачную зону 56 и оттуда в ствол 10 скважины, препятствуя при этом обратному течению флюида.

Когда нужно зацементировать обсадную колонну 40 в заданном месте в стволе скважины, в колонну 40 на поверхности вставляют первый или нижний скребок 64. Затем в колонну 40 над нижним скребком 64 закачивают заданный объем цементного раствора 66. Указанный объем цемента 66, вводимый в колонну 40, рассчитывают по геометрии ствола 10 и колонн 18 и 40, как подробно описано во вступительной части. Опционально перед нижним скребком 64 в колонну 40 закачивают «пачку» 68 вязкого флюида, например особого обрабатывающего геля. Гель в пачке 68 подают перед цементом, при этом он выполняет функцию очистки. Аналогичная пачка флюида (не показана) может быть введена в колонну 40 выше цемента. Нижний скребок 64 обеспечивает физический барьер между цементом 66 и находящимся в колонне 40 флюидом, который может содержать смесь скважинных флюидов, остатки бурового раствора, насыщенный минеральный раствор, флюиды для химической обработки и/или необязательный гель. Выше цемента 66 помещают верхний скребок 70, который обеспечивает барьер между цементом и флюидом, который используют для прокачивания цемента и скребков 64, 70 вниз по колонне 40. Этого достигают путем подачи под давлением флюида, обычно воды, в колонну 40 за верхним скребком 70 посредством подходящих буровых насосов. Давление воды является достаточным для того, чтобы преодолеть скважинное давление на глубине, при этом указанное давление заставляет цемент 66, захваченный между скребками 64 и 70, продвигаться вниз по колонне, как показано на фиг. 2.

После того как нижний скребок 64 продвинется достаточно далеко вниз по колонне 40, он приходит в контакт с муфтой 54 с обратным клапаном и фиксируется на указанной муфте, вызывая открытие створки 72 клапана 62. Давление насоса затем повышают до разрыва в нижнем скребке 64 «дисковой мембраны» 74 или аналогичного устройства (фиг. 2), которое до этого блокировало отверстие 76 скребка. После этого цемент 66 под создаваемым насосом давлением начинает течь через нижний скребок 64 и муфту 54 с обратным клапаном в прибашмачную зону 56, а оттуда через отверстие 52 башмака 50 в дополнительный участок 34 ствола скважины, как показано стрелками А на фиг. 3. Цемент 66 затем течет вверх в кольцевую область 78, заключенную между колонной 40 и стенкой дополнительного участка 34 ствола скважины, как показано стрелками В. Цемент продолжает течь вверх по стволу 10 скважины в направлении устьевого оборудования 19, изолируя при этом колонну 40 в стволе скважины.

После того как весь цемент 66 оказывается продавленным через муфту 54 с обратным клапаном, верхний скребок 70 опускается на нижний скребок 64 и фиксируется на нем, как показано на фиг. 4. Верхний скребок 70 закрывает отверстие 76 нижнего скребка 64 таким образом, что зафиксированные скребки действуют совместно как пробка, предотвращающая обратный поток и переток цементного раствора 66 по принципу сообщающихся сосудов. Когда требуется открыть ствол 10 скважины для подъема скважинных флюидов из пласта 14, то скребки 64 и 70, муфту с обратным клапаном 54 и колонный башмак 48 можно выбурить. В этом случае колонну 40, цемент 66 и пласт 14 перфорируют посредством инструмента для перфорации (не показан), который открывает сообщение по текучей среде между пластом 14 и внутренним пространством колонны 40. Скважину можно затем закончить, установив насосно-компрессорную колонну (не показана) для подъема скважинных флюидов на поверхность. Однако чаще всего ствол 10 скважины продолжают еще глубже, после чего в продолженном участке устанавливают и цементируют в заданном месте следующую обсадную колонну (не показана), диаметр которой меньше диаметра второй обсадной колонны. Ствол 10 скважины можно продолжать и дальше с установкой при необходимости дополнительных обсадных колонн, пока не будет достигнута нужная глубина рядом с пластом, содержащим залежи углеводородов. Хотя это и не показано на чертежах, каждая обсадная колонна/хвостовик, установленные в стволе скважины, будут содержать аналогичную комбинацию муфты с обратным клапаном, прибашмачной зоны и колонного башмака, которые будут выбуриваться или вырезаться при продолжении ствола. То есть верхняя обсадная колонна 18 будет содержать башмак, вырезанный в процессе создания следующего участка 34 ствола скважины.

На фиг. 5 показан вид, аналогичный виду на фиг. 1 и изображающий ствол 100 скважины, укрепленный трубной обсадкой, изолированной путем цементирования трубной обсадки в заданном месте в стволе скважины согласно вышеописанной методике. Чертеж иллюстрирует шаги способа определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции (операция цементирования) в скважине, а также показывает трубную обсадку в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. На чертеже трубная обсадка в виде первой обсадной колонны 118 и второй обсадной колонны 140 меньшего диаметра показаны расположенными в стволе 100 скважины. Элементы ствола 100, аналогичные элементам ствола 10, а также одинаковые элементы обсадных колонн 18, 40 и 118, 140, показанные на фиг. 1 - фиг. 4 соответственно, обозначены одинаковыми номерами позиций с увеличением на 100.

Ствол 100 показан сразу же после завершения цементирования обсадной колонны 140 в дополнительном участке 134 ствола, при этом обсадная колонна 140 является второй обсадной колонной, проходящей вверх через первую обсадную колонну 118 большего диаметра к устьевому оборудованию 119. Вторая обсадная колонна содержит по меньшей мере один датчик давления, а в иллюстрируемом варианте осуществления изобретения содержит один датчик 80 давления, расположенный ниже муфты 154 с обратным клапаном. Цементный раствор 166 показан после его подачи в кольцевую область 178, заключенную между наружной поверхностью обсадной колонны 140 и внутренней поверхностью 130 стенки ствола 100 скважины, для изоляции обсадки в стволе скважине. Способ включает в себя этап, на котором контролируют давление цементного раствора 166 в кольцевой области 178 посредством датчика 80 давления и передают данные о давлении цементного раствора, контролируемом указанным датчиком, из скважины на поверхность. Датчик 80 может быть расположен на или внутри внутренней или наружной поверхности обсадной колонны 140. При внутреннем расположении датчика сообщение с кольцевой областью может быть осуществлено через порт связи (не показан). При наружном расположении, датчик может сообщаться индуктивно или иным способом с приемником (не показан), установленным с внутренней стороны относительно обсадной колонны 140, причем он может быть встроен в обсадную колонну или может находиться в отдельном инструменте и т.п., развернутом внутри колонны. Расположение датчика 80 ниже муфты 154 с обратным клапаном в прибашмачной зоне 156 таково, что на датчик действует давление цементного раствора 166 в кольцевой области 178. Данные о давлении, полученные с датчика 80, указывают на то, насколько далеко цементный раствор 166 продвинулся вдоль кольцевой области 178 по направлению к поверхности, то есть позволяют судить о том, правильно ли была выполнена операция цементирования.

В частности, ствол 100 скважины имеет известную глубину, а обсадная колонна 140 имеет известную длину и находится в известном положении внутри ствола скважины. Таким образом, может быть рассчитана «высота» Н (фиг. 5) кольцевого столба цемента 166, необходимая для изоляции обсадной колонны 140. Имея эти данные и зная геометрию пробуренного ствола скважины, в частности требуемую вертикальную протяженность (или глубину) цементного столба, можно рассчитать гидростатическое давление, оказываемое указанным известным объемом цементного раствора 166 на датчик 80 при измерении. Между вертикальной протяженностью цементного раствора 166 и его гидростатическим давлением существует корреляция. То есть, контролируя посредством датчика 80 гидростатическое давление, можно определить вертикальную протяженность цементного раствора и, тем самым, высоту столба раствора.

Таким образом, можно получить оценку того, была ли выполнена операция цементирования надлежащим образом. Гидростатическое давление ниже ожидаемого давления, необходимого для правильного цементирования кольцевой области 178, указывает на то, что высота столба цементного раствора меньше ожидаемой. Это может случиться при непредвиденной потере цемента в окружающие пласты пород, в результате чего обсадная колонна 140 не будет зацементирована по всей своей длине, особенно вдоль части, находящейся в открытом стволе, то есть в необсаженном дополнительном участке 134 ствола скважины. В таком случае потребуется провести ремонтное цементирование. Для этого необходимо выполнить акустическую цементометрию посредством соответствующего каротажного инструмента (не показан), спускаемого в скважину на канате для того, чтобы сначала идентифицировать ту часть обсадной колонны 140, которая не была правильно зацементирована. После этого нужно выполнить ремонтное цементирование путем перфорирования обсадной колонны 140 в незацементированной зоне и продавливания цемента через обсадную колонну в кольцевую область 178. Если, тем не менее, результаты покажут, что был сформирован столб требуемой высоты - то есть если измеренное датчиком 80 гидростатическое давление будет находиться на ожидаемом уровне или в пределах соответствующего допустимого отклонения от указанного ожидаемого уровня, - тогда можно начинать подготовку новой фазы бурения/заканчивания ствола 100, пока схватывается цементный раствор. Благодаря этому обеспечивается соответствующая экономия времени и затрат. При желании давление цементного раствора 166 можно контролировать датчиком 80 также при закачивании цементного раствора из обсадной колонны 140 в кольцевую область 178. Понижение этого контролируемого давления может указывать на то, что происходит непредвиденная потеря цементного раствора 166.

Данные могут быть подняты из скважины на поверхность одним из многих разнообразных методов. На фиг. 5 показан первый метод передачи из скважины данных о давлении. В данном варианте осуществления изобретения обсадная колонна 140 содержит интерфейс датчика или концентратор 82, расположенный над муфтой 154 с обратным клапаном. Интерфейс или концентратор 82 подключен к датчику 80, например, электрическим соединительным кабелем или проводом, которые могут быть встроены в обсадную колонну. Датчик 80 и/или интерфейс 82 содержат запоминающее устройство для хранения данных о давлении, измеренных датчиком 80 в процессе цементирования. Отдельную колонну труб, в данном случае бурильную колонну 84, опускают в ствол 100 скважины и вводят в контакт с интерфейсом 82. Контакт достигается посредством дугообразной пружины 86 пружинного центратора 88 на бурильной колонне 84, но возможно также использование и других пригодных элементов обеспечения контакта. Благодаря этому достигается электрическое соединение с интерфейсом 82 таким образом, что сохраненные данные могут быть загружены в запоминающее устройство, предусмотренное в бурильной колонне 84, показанное пунктиром и обозначенное номером позиции 90. Однако данные могут быть переданы и бесконтактными методами, например индукционной связью или другими методами, например радиочастотной передачей.

Бурильную колонну 84 используют для выбуривания скребков 170 и 164, муфты 154 с обратным клапаном и колонного башмака 148 и продления ствола 100 скважины. Хранящиеся в запоминающей устройстве 90 данные передают из скважины на поверхность через бурильную колонну 84 и анализируют для определения того, надлежащим ли образом была зацементирована обсадная колонна 100. Колонный башмак 156 и прочие элементы затем выбуривают или вырезают, а ствол 100 продолжают по мере необходимости. Альтернативно, хранящиеся в запоминающем устройстве 90 данные могут быть изучены уже на поверхности после подъема из скважины бурильной колонны 84. Следует понимать, что для передачи данных из скважины можно использовать разнообразные колонны труб, не обязательно только бурильную колонну.

На фиг. 6 показан альтернативный вариант осуществления изобретения, в котором данные, хранящиеся в запоминающем устройстве в интерфейсе 82, передают из скважины на поверхность посредством инструмента 92, который опускают в ствол 100 на канате, в данном случае на электрическом кабеле 94. Электрический кабель 94 обеспечивает мощность для работы инструмента 92, который содержит запоминающее устройство (не показано) для хранения данных, загруженных через интерфейс 82 датчика. Контакт с датчиком может достигаться разнообразными путями, но в проиллюстрированном варианте осуществления изобретения он обеспечивается посредством колеса или ролика, который также служит для центрирования инструмента 92 внутри обсадной колонны 140. Загруженные данные затем передают на поверхность по электрическому кабелю 94. В качестве варианта, канат может представлять собой тросовую проволоку 94, причем в этом случае данные, хранящиеся в запоминающем устройстве инструмента 92, загружают после подъема инструмента на поверхность.

Еще в одном варианте осуществления изобретения данные на поверхность можно передавать по проводу или кабелю (не показан), подключенному к датчику 80 и встроенному в обсадную колонну 140. Таким образом, данные на поверхность передают через обсадную колонну 140. В качестве варианта, данные могут частично передавать через обсадную колонну 140, например, к интерфейсу или концентратору, такому как интерфейс 82, но расположенному еще выше по стволу скважины. Данные затем можно поднимать из скважины посредством трубной колонны или тросового инструмента, как описано выше.

Еще в одном варианте осуществления изобретения, показанном на правой половине фиг. 7, интерфейс 82 содержит передатчик 96 для передачи на поверхность электрических сигналов, характеризующих или несущих данные о давлении. Следует понимать, что в альтернативном варианте датчик 80 может содержать передатчик 96. Для обеспечения электрического канала передачи данных на поверхность вдоль по длине обсадной колонны 140 располагают несколько индуктивно связанных коннекторов 98.

В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 7, данные можно передавать акустическим методом посредством акустической телеметрической системы. Телеметрическая система может содержать передатчик 13, подключенный к датчику 80 или встроенный в указанный датчик и показанный на левой половине фиг. 7. Передатчик 13 выполнен с возможностью передачи на поверхность акустических звуковых волн 15, характеризующих или несущих данные о давлении. Вдоль обсадной трубы 140 могут быть расположены повторители, два из которых показаны на чертеже и обозначены номером позиции 17, причем указанные повторители предназначены для приема сигналов, передаваемых первичным передатчиком, и повторения сигналов, как показано на чертеже номером позиции 21, и передачи, тем самым, данных на поверхность. Повторители могут учитывать ослабление силы сигнала при прохождении им ствола 100 скважины.

При акустическом методе передачи сигналов акустические сигналы затухают по мере прохождения вверх по обсадной колонне 140. Обычно, чем больше площадь контакта между колонной 140 и цементом 166, тем сильнее затухание сигнала. Это затухание сигналов может обеспечить определение качества цементных работ и/или может служить индикатором существования сцепления с колонной. Например, если цемент не схватился и является незатвердевшим, измеренные значения давления не будут меняться со временем, и это может подтвердить акустическое затухание сигнала (сигналов), которые не должны изменяться (или же по меньшей мере не должны изменяться в той же степени, как при существовании хорошего сцепления). Таким образом, о существовании сцепления с цементом можно судить по существующей степени затухания сигнала, при этом степень затухания сигнала можно контролировать.

В другом варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 8, датчик 80 расположен над муфтой 154 с обратным клапаном и подвергается воздействию давления в кольцевом пространстве через порт связи (не показан) в обсадной колонне 140. Данные о давлении электронным образом сохраняются в запоминающем устройстве 23, подключенном к датчику 80, при этом запоминающее устройство впоследствии поднимают из скважины на поверхность и скачивают с него данные. Запоминающее устройство 23 оснащено корпусом, имеющим форму кольцевой втулки или кольца 25, соединенного с обсадной колонной 140 с возможностью съема. Втулка 25 установлена внутри и присоединена к колонне посредством съемных стопоров, например срезных штифтов 27, которые можно удалить для подъема втулки из скважины на поверхность. В дополнение или в качестве альтернативы втулка 25 может быть установлена с возможностью ее выбуривания/вырезания.

В другом варианте осуществления изобретения (не показан) данные на поверхность можно передавать через флюид в обсадной колонне 140 посредством импульсных сигналов давления флюида. Указанные сигналы можно генерировать посредством устройства генерирования импульсов давления флюида (не показано), подключенного по меньшей мере к одному датчику. Подходящее устройство раскрыто в международной патентной публикации WO-2011/004180 одного из заявителей настоящего документа. Указанное известное устройство может быть встроено в стенку обсадной колонны 140. Устройство может быть расположено в стволе скважины выше цементного раствора 166, поданного в кольцевую область 178, и может быть включено для генерирования сигналов только после прохождения цементного раствора вдоль обсадки и в кольцевую область. Таким образом, устройство может продолжать посылать данные на поверхность после цементирования.

В вышеописанных вариантах осуществления изобретения датчик 80 расположен на или внутри внутренней поверхности обсадной колонны 140, при этом на него действует давление флюида в кольцевой области. В других вариантах осуществления изобретения по меньшей мере один датчик давления (не показан) может быть расположен на или внутри наружной поверхности обсадной колонны 140. Данные об измеренном давлении могут быть подняты из скважины на поверхность вдоль внутреннего пространства обсадной колонны согласно одному из вышеописанных способов. Для этого может потребоваться путь связи между внутренним и наружным пространствами обсадной колонны 140. В обсадной колонне 140 может быть предусмотрено несколько датчиков, расположенных на расстоянии друг от друга по длине обсадной колонны. Это может облегчить передачу данных из нескольких точек, расположенных на расстоянии друг от друга по длине ствола скважины.

Хотя предлагаемые в настоящем изобретении способы раскрыты относительно второй обсадной колонны 140, установленной в стволе скважины 100, следует понимать, что способы будут применяться для определения того, правильно ли была выполнена операция цементирования всех трубных обсадок, расположенных в стволе скважины (то есть, включая обсадную колонну 118). Этого удастся достичь по методикам, рассмотренным выше для обсадной колонны 140.

На фиг. 9 и фиг. 10 схематично в частичном продольном разрезе изображен ствол 200 скважины, укрепленный трубной обсадкой в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Трубная обсадка ствола скважины обычно включает в себя первую обсадную колонну (не показана), например обсадную колонну 18 на фиг. 1; вторую обсадную колонну 240 меньшего диаметра, аналогичную обсадной колонне 40 на фиг. 1; и еще одну трубную обсадку в виде хвостовика 29. Элементы ствола 200, аналогичные элементам ствола 10 на фиг. 1 - фиг. 4 и ствола 100 на фиг. 5 - фиг. 8, обозначены одинаковыми номерами позиций с увеличением на 200 и 100 соответственно.

Ствол 200 представляет собой искривленный ствол, включающий в себя отклоненный от вертикали участок 31. Хвостовик 29 спущен в ствол 200 и размещен в искривленном участке 31 посредством бурильной, спускной или рабочей колонны 33 труб, которая выходит на поверхность и присоединена к хвостовику посредством спускного инструмента 35 подвески хвостовика. Спускной инструмент 35 используют для приведения в действие подвески 37 хвостовика для подвешивания хвостовика 29 с обсадной колонны 240.

Ствол 200 на фиг. 9 изображен непосредственно перед завершением операции изоляции, в ходе которой цементный раствор 266 выкачивают их хвостовика 29 в искривленный участок 31 ствола и вдоль по кольцевой области 278, что показано стрелками С и D соответственно. Операция цементирования аналогична той, что была описана выше со ссылкой на фиг. 1 - фиг. 4. Тем не менее, в данном случае, применение хвостовика 29 требует внесения изменений в операцию, что и будет описано далее.

Спускной инструмент 35 подвески хвостовика содержит скребок 264, имеющий порт и расположенный в хвостовике сразу за спускным инструментом, причем изначально он прикреплен к спускному инструменту срезными шпильками или аналогичными средствами (не показаны). После установки хвостовика 29 внутри искривленного участка 31 выполняют загрузку цемента в бурильную колонну 33, расположенную между нижним скребком 264 и верхним дротиком 270 меньшего диаметра, расположенным внутри самой бурильной колонны. Скребок 264 внутри себя содержит разрываемую дисковую мембрану (не показана), которая сначала не позволяет цементу проходить через отверстие 276 скребка. Давление насоса повышают до разрыва дисковой мембраны, после чего цементный раствор 266 начинает течь через отверстие 276 скребка, попадая в хвостовик 29. Оттуда цементный раствор 266 продолжает течь через муфту 254 с обратным клапаном, прибашмачную зону 246 хвостовика и башмак 248 в искривленный участок 31 ствола скважины.

Это продолжается до тех пор, пока дротик 270 не опустится на скребок 264, который все еще остается соединенным со спускным инструментом 35, тем самым образуя пробку, предотвращающую дальнейшее протекание флюида через отверстие 276 скребка. Затем давление насоса повышают до момента срезания штифтов, удерживающих скребок 264 на спускном инструменте 35, при этом пробка, образованная дротиком 270 и скребком 264, проходит вниз по хвостовику 29, как показано на фиг. 9, проталкивая остающийся в хвостовике 29 цементный раствор 266 в прибашмачную зону 256 и наружу в ствол 200. Далее, скребок 264 опускается на муфту 254 с обратным клапаном и фиксируется на ней, как показано на фиг. 10, причем пробка, образованная дротиком 270/скребком 264, блокирует отверстие 260 муфты с обратным клапаном. Этим предотвращается попадание цементного раствора 266 из ствола 200 в хвостовик 29 обсадной колонны.

Хвостовик 29 обсадной колонны содержит датчик 280, расположенный в прибашмачной зоне 256, а также интерфейс или концентратор 282, подключенный к датчику и расположенный над муфтой 254 с обратным клапаном аналогично тому, как это происходит в случае с обсадной колонной 140, показанной на фиг. 5. Однако датчик 280 можно также расположить над муфтой 254 с обратным клапаном, например, в зоне интерфейса 282, показанного на фиг. 9, в соответствии с изложенными выше принципами, в частности применительно к фиг. 8. Такое альтернативное расположение датчика обозначено на фиг. 9 и фиг. 10 номером позиции 280′. Датчик 280′ содержит встроенный интерфейс 282 или подключен к нему.

В иллюстрируемом варианте осуществления изобретения, данные, сохраняемые запоминающим устройством в интерфейсе 282, передают из скважины на поверхность посредством спускного инструмента 35 подвески хвостовика и бурильной колонны 33 в соответствии с принципами, рассмотренными выше со ссылкой на фиг. 5 и фиг. 6. В указанном примере контакт с интерфейсом 282 достигается посредством накладного кольца 39 на спускном инструменте 35. После этого бурильная колонна может быть поднята из скважины на поверхность. Как вариант, данный способ предусматривает поднятие бурильной колонны из скважины на поверхность по завершении операции цементирования, после чего в ствол 200 вводят еще одну колонну труб для передачи из скважины данных, полученных датчиком 280. Основным назначением указанной дополнительной колонны труб является выполнение какой-либо другой внутрискважинной работы.

Следует понимать, что в альтернативном варианте осуществления изобретения сохранение и передачу данных о давлении можно выполнить одним или несколькими методами, описанными выше со ссылкой на фиг. 5 - фиг. 8. Если данные передают из скважины посредством устройства, генерирующего импульс давления флюида, то это устройство может быть расположено в рабочей колонне 33, присоединенной к хвостовику 29 и используемой для развертывания хвостовика в стволе. Цемент можно подавать через рабочую колонну 33 в хвостовик 29 (то есть в кольцевую область 278) при выключенном устройстве, при этом устройство можно включить после завершения цементирования для передачи данных о давлении на поверхность. В случае если после этого на поверхности будет обнаружено падение давления (что может указывать на существование пути утечки в цементе), может быть осуществлено вмешательство, в процессе которого рабочую колонну снова развертывают в стволе скважины, при этом к датчику 280 подключают устройство генерирования импульсов для того, чтобы далее передавать из скважины данные о давлении. Это может способствовать определению местонахождения утечки.

На фиг. 11 показан вид, аналогичный виду на фиг. 9 и изображающий ствол 300 скважины, укрепленный трубной обсадкой, причем на указанном чертеже также проиллюстрированы шаги способа определения того, правильно ли была выполнена операция цементирования в скважине в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Элементы ствола 300, аналогичные элементам ствола 10 на фиг. 1 - фиг. 4, ствола 100 на фиг. 5 - фиг. 8, ствола 200 на фиг. 9 и фиг. 10, обозначены одинаковыми номерами позиций с увеличением на 300, 200 и 100 соответственно.

Ствол 300 показан в процессе цементирования хвостовика 329 в дополнительном участке 331 ствола 300 скважины, проходящем от участка ствола, укрепленного обсадной колонной 340. Процесс цементирования проиллюстрирован на том же этапе, что показан на фиг. 9 для ствола 200. В этом варианте осуществления изобретения способ включает в себя этап, на котором помещают по меньшей мере один маркер 41 в поток цементного раствора 366, подаваемого в кольцевую область 378. В иллюстрируемом варианте осуществления изобретения несколько таких маркеров 41 вводят в поток цементного раствора 366 на поверхности, или через заданные промежутки времени, или в объем раствора, приготовленный для подачи вниз в ствол. На чертеже показаны четыре такие маркера 41, но обычно используют гораздо большее количество таких маркеров. Указанный способ включает в себя этап, на котором контролируют присутствие маркеров 41 в кольцевой области 378 посредством датчика 380 в хвостовике 329. Затем данные о присутствии маркеров по результатам контролирования датчиком 380 передают из скважины на поверхность по одному или нескольким вышеописанным методам. Присутствие маркера 41 указывает на то, что цементный раствор 366 продвинулся вдоль кольцевой области 378 по направлению к поверхности меньшей мере на такое расстояние, чтобы оказаться в зоне обнаружения датчика 380, что позволяет судить о том, что операция цементирования была выполнена правильно.

Датчик 380 расположен ниже муфты 354 с обратным клапаном. Как и в случае способов и трубных обсадок, описанных выше со ссылкой на фиг. 1 - фиг. 10, хвостовик 329 может содержать интерфейс или концентратор 382, подключенный к датчику 380 для загрузки данных. Альтернативно, выше муфты 354 с обратным клапаном можно расположить датчик 380′. Как правило, предусматривают несколько датчиков, расположенных на расстоянии друг от друга по длине хвостовика 329. Показано несколько таких дополнительных датчиков, которым присвоены номера позиций 380а, 380b и т.д. Следует понимать схематический характер чертежа, поэтому датчики могут быть расположены друг от друга на расстоянии, например, многих сотен футов. Каждый датчик 380, 380а и т.д. предназначен для обнаружения присутствия маркеров 41 внутри кольцевой области 378, чтобы обеспечить возможность контролирования прохождения цементного раствора 366 вдоль кольцевого пространства. Каждый из датчиков 380, 380а и т.д. имеет эффективный радиус действия, в пределах которого он может обнаруживать присутствие маркеров 41, причем указанный радиус действия будет учитываться при задании допуска для определения высоты цементного столба, которое выполняют по переданным из скважины данным. Маркер 380d расположен вблизи верхнего по стволу конца хвостовика 329, у интерфейса или на пересечении хвостовика и обсадной колонны 340, где он свисает с обсадной колонны. Обнаружение маркера 41 датчиком 380d говорит о том, что цементный раствор 366 продвинулся вверх по кольцевой области 378 вдоль длины хвостовика 329 до уровня пересечения хвостовика и обсадной колонны 340.

Маркеры 41 могут быть относительно небольшими и дешевыми. В одном из вариантов осуществления изобретения маркеры 41 представляют собой активные маркеры, испускающие сигнал или выдающие индикацию, которые могут быть обнаружены датчиком 380. Маркеры 41 могут представлять собой активные RFID-радиомаркеры, постоянно подающие сигнал, а датчик 380 может представлять собой RFID-считыватель. Альтернативно, маркеры 41 могут быть радиоактивными, излучающими радиацию, которая может быть обнаружена датчиком 380. В другом варианте осуществления изобретения маркер 41 является пассивным маркером, не подающим сигнал самостоятельно. Тогда маркеры 41 могут быть пассивными RFID-маркерами, а датчик 380 может исследовать цементный раствор 366 для обнаружения присутствия маркеров. Еще в одном варианте осуществления изобретения маркеры 41 являются выборочно активируемыми. Маркеры могут быть выполнены таким образом, чтобы подавать сигнал только в присутствии датчика 380. Например, маркеры 41 могут быть выполнены с возможностью подачи сигнала при обнаружении радиочастотного поля, излучаемого датчиком 380, для того, чтобы далее указанный сигнал был обнаружен датчиком. Маркеры могут представлять собой RFID-маркеры пассивного типа с батареей, оснащенные встроенными батареями и активируемые в присутствии датчика 380, который может представлять собой RFID-считыватель.

На фиг. 12 схематично в частичном продольном разрезе изображен ствол 400 скважины, укрепленный трубной обсадкой, причем ствол скважины показан после изоляции пакером. На чертеже также проиллюстрированы шаги способа определения того, правильно ли была выполнена операции изоляции, а также показана трубная обсадка в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения.

Трубная обсадка ствола скважины обычно содержит первую обсадную колонну (не показана), например обсадную колонну 18, показанную на фиг. 1; и вторую обсадную колонну 440 меньшего диаметра, например обсадную колонну 40, показанную на фиг. 1; а также еще одну трубную обсадку ствола скважины в виде хвостовика 429. Элементы ствола 400, аналогичные элементам ствола 10 на фиг. 1 - фиг. 4, ствола 100 на фиг. 5 - фиг. 8, ствола 200 на фиг. 9 и фиг. 10 и ствола 300 на фиг. 11, обозначены одинаковыми номерами позиций с увеличением на 400, 300, 200 и 100 соответственно.

На чертеже проиллюстрирована изоляция посредством пакера 43, установленного в кольцевой области 428, заключенной между наружной стенкой хвостовика 429 и внутренней стенкой обсадной колонны 440. Пакер 43 расположен над подвеской 437 хвостовика, используемой для подвешивания хвостовика с обсадной колонны 440. Способ предусматривает определение того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине, осуществленная путем установки пакера 43 в кольцевой области 428. Пакер 43 представляет собой известный в отрасли верхний пакер хвостовика и содержит уплотнительный элемент 45, который под действием приложенного к пакеру осевого усилия вынужден радиально наружу герметично упереться в обсадную трубу 440. Этого достигают посредством известного в отрасли инструмента для установки пакера.

Для выполнения первичной изоляции хвостовика 429 в стволе 400 скважины в кольцевую область 428 подают цемент 47 по вышеизложенным методам. Пакер 43 располагают выше по стволу относительно цемента 47 и фактически - подвески 437 хвостовика, так чтобы между верхней по стволу поверхностью или концом 51 цемента и уплотнительным элементом 45 пакера образовалось пространство 49. В данном варианте осуществления изобретения из скважины на поверхность передают данные о давлении флюида в кольцевой области 428 ниже по стволу относительно уплотнительного элемента 45 пакера в пространстве 51. Указанный флюид обычно представляет собой вязкий флюид, например особый обрабатывающий гель, который закачивают в хвостовик 429 обсадной колонны перед нижним скребком (не показан) в процессе выполнения цементирования. Следует, однако, понимать, что флюид в пространстве может представлять собой один из широкого разнообразия флюидов или их сочетание.

Способ включает в себя этап, на котором контролируют давление флюида в пространстве 51 посредством датчика 480 давления, сообщающегося с указанным пространством. Изменение давления флюида может указывать на существование пути утечки за уплотнительным элементом 45 пакера, то есть на неправильную посадку пакера 43. Данные об измеренном давлении передают на поверхность по вышеописанным методам. В случае обнаружения пути утечки может быть выполнено вмешательство для приложения дополнительного посадочного давления к пакеру 43 для обеспечения срабатывания уплотнительного элемента 45.

Следует понимать, что описанный со ссылкой на фиг. 12 способ может включать в себя этап, на котором контролируют как давление цементного раствора в процессе цементирования хвостовика 429 другим находящимся в хвостовике 429 датчиком (не показан), так и давление флюида в указанном пространстве 51 - датчиком 480. При этом могут быть получены данные, подтверждающие как то, что операция цементирования была выполнена правильно, так и то, что пакер был установлен надлежащим образом. Это, однако, может быть определено путем контролирования давления цементного раствора по вышеизложенным методам.

Как вариант, уплотнительный элемент 45 пакера 43 может представлять собой поддающийся разбуханию уплотнительный элемент, который разбухает и радиально расширяется при воздействии скважинного флюида, герметично упираясь в обсадную колонну 440 (или стенку ствола скважины 400, в соответствующих случаях). Такие разбухающие пакеры известны в отрасли и имеют уплотнительные элементы, которые разбухают при воздействии углеводородсодержащих флюидов (например, нефти), воды или других флюидов.

Также, в случае, если на поверхности впоследствии будет обнаружено падение давления, что может указывать на существование пути утечки за пакером 43, возможно выполнение вмешательства описанного выше типа, при котором снова в скважине развертывают рабочую колонну, к датчику 480 подключают устройство, генерирующее импульсы, чтобы дальше передавать из скважины данные о давлении.

Кроме того, следует понимать, что пакер может быть предусмотрен в открытом стволе скважины, то есть между хвостовиком 249 и стенкой ствола 400 (или наоборот, между одной из описанных выше обсадных колонн и стенкой соответствующего ствола). Принципы раскрытого способа/трубной обсадки также применимы к данной ситуации.

В настоящем документе раскрыто несколько различных способов определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции (которая может быть выполнена путем цементированием или путем установки пакера), а также несколько различных типов трубных обсадок. Следует понимать, что отличительные признаки одного или нескольких таких способов/трубных обсадок могут быть скомбинированы. Таким образом, в другом варианте или вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть скомбинированы отличительные признаки одного или нескольких вышеописанных вариантов осуществления изобретения.

В приведенное выше описание могут быть внесены разнообразные модификации в пределах объема и сущности настоящего изобретения.

Например, посредством соответствующего датчика можно контролировать по меньшей мере еще один параметр цементного раствора. Этим параметром может быть температура. Контролирование температуры цемента может способствовать улучшению точности измерений, выполняемых датчиком давления. Например, можно предусмотреть возможность корреляции температуры цементного раствора в процессе схватывания с измеренными данными о давлении. Можно контролировать плотность цементного раствора в скважине. Это может служить показателем качества цемента.

Цемент можно контролировать, поместив датчик давления таким образом, чтобы столб флюида (цементного раствора) воздействовал непосредственно на него в осевом взаимном расположении, то есть, чтобы кольцевой цементный столб был перпендикулярен лицевой стороне датчика. При схватывании цемент может дать усадку и оставлять каналы между собой и обсадной колонной и/или пластом. Если датчик давления находится в стенке обсадной колонны так, что давление/гидростатическое давление воздействует на указанный датчик, когда цемент находится в жидком состоянии, то при схватывании цемента он становится твердым и больше не прилагает давление к датчику, так как имеется столб, поддерживающий его снизу. Это укажет на то, что цемент фактически схватывается на поверхности. Кроме того, если датчик занимает осевое положение, где на него может воздействовать вес или масса столба, то на датчике будет оставаться вес или давление. В таких случаях целесообразным может быть расположение датчика в выступающем элементе, например лопатке или в выступе центратора, чтобы он был обращен вверх по скважине. Возможность контролировать столб цемента описанным способом может быть предусмотрена не во всех случаях - например, в искривленных или горизонтальных стволах.

В вариантах способа/трубной обсадки, показанных на чертежах и раскрытых выше по тексту, может быть предложен способ/трубная обсадка, использующие по меньшей мере один датчик для контролирования по меньшей мере одного свойства материала цементного раствора. Указанное по меньшей мере одно свойство материала может быть естественным или внутренне присущим свойством цементного раствора и/или отвердевшего или схватившегося цемента. Указанное по меньшей мере одно свойство материала может быть свойством материала, добавленного в цементный раствор, причем этот материал добавляют в цементный раствор для его контролирования по меньшей мере одним датчиком. Свойство или свойства материала, измеряемые по меньшей мере одним датчиком, выбирают из группы, включающей в себя механические, электрические, магнитные, радиологические и химические свойства. Можно контролировать другие свойства. Указанное по меньшей мере одно свойство может быть сопротивлением цементного раствора/цемента. Указанное по меньшей мере одно свойство может быть плотностью цементного раствора/цемента. Может быть предусмотрена возможность различения сопротивления или плотности цемента и флюида, который он заменил собой в кольцевой области. Для упрощения этой дифференциации к цементному раствору могут быть добавлены добавки, которые могут представлять собой химические добавки. Добавки могут быть радиоактивными и, например, могут быть радиоактивным флюидом. Флюид может быть выбран таким образом, чтобы он не оказывал значительного влияния на показания сопротивления, снимаемые в процессе операции цементирования.

1. Способ определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине, причем указанный способ содержит следующие шаги: располагают в стволе (100) скважины трубную обсадку (140), на стенке которой содержится по меньшей мере один датчик (80) давления, обращенный к кольцевой области (178), заключенной между наружной поверхностью указанной трубной обсадки (140) и внутренней поверхностью (130) стенки ствола (100) скважины или между наружной поверхностью указанной трубной обсадки (140) и внутренней поверхностью другой трубной обсадки (118), в которой находится указанная трубная обсадка (140);
выполняют в скважине операцию изоляции в указанной кольцевой области (178), тем самым изолируя указанную трубную обсадку (140) в стволе скважины; причем при выполнении в скважине операции изоляции устанавливают пакер (43) в кольцевой области (178) таким образом, чтобы вынудить уплотнительный элемент (43) пакера герметично упереться в обсадную колонну (440), в которой расположена указанная трубная обсадка (140), или в стенку ствола (100) скважины;
контролируют давление флюида в кольцевой области (178) во время операции изоляции в скважине посредством по меньшей мере одного датчика (80) давления, тем самым получая данные о давлении; и
передают данные о давлении флюида в кольцевой области (178) ниже по стволу скважины относительно уплотнительного элемента (45), причем обнаруженное со временем падение давления в кольцевой области (178) ниже по стволу скважины относительно уплотнительного элемента (45) указывает на наличие утечки за пакером.

2. Способ по п. 1, причем флюид представляет собой цементный раствор (166), а при выполнении в скважине операции изоляции в кольцевую область (178) для изоляции указанной трубной обсадки (14) в стволе (100) скважины подают указанный цементный раствор (166) и на поверхность передают данные о давлении цементного раствора.

3. Способ по п. 1, в котором устанавливают пакер (43) в кольцевой области (178) путем приложения усилия к уплотнительному элементу (45) пакера (43) так, чтобы вынудить указанный уплотнительный элемент герметично упереться в обсадную колонну (440), в которой расположена указанная трубная обсадка (140), или в стенку ствола (100) скважины.

4. Способ по п. 1, в котором уплотнительный элемент (45) представляет собой разбухающий уплотнительный элемент, при этом установку пакера (43) в кольцевой области (178) осуществляют путем воздействия на разбухающий уплотнительный элемент (45) флюидом в стволе скважины так, что указанный уплотнительный элемент разбухает и расширяется, герметично упираясь в обсадную колонну, в которой находится указанная трубная обсадка, или в стенку ствола скважины.

5. Способ по п. 2, при котором дополнительно контролируют гидростатическое давление цементного раствора (166) после завершения подачи раствора из трубной обсадки в кольцевую область.

6. Способ по п. 5, при котором контролируют давление цементного раствора (166) в процессе закачивания раствора из трубной обсадки в кольцевую область, причем обнаруженное падение давления в кольцевой области (178) указывает на непредвиденную потерю цементного раствора.

7. Способ по п. 1, при котором к по меньшей мере одному датчику подключают первичный передатчик и передают данные о давлении на поверхность акустическим способом посредством первичного передатчика, а также располагают по меньшей мере один повторитель выше по стволу скважины относительно первичного передатчика, причем указанный повторитель выполнен с возможностью приема сигнала, передаваемого первичным передатчиком, и повторения сигнала для передачи данных о давлении на поверхность.

8. Способ по п. 1, при котором к по меньшей мере одному датчику подключают первичный передатчик и передают данные о давлении на поверхность электрическим способом посредством первичного передатчика и выше по стволу скважины относительно указанного первичного передатчика располагают по меньшей мере один индуктивно подключенный коннектор, обеспечивающий электрический канал передачи данных о давлении на поверхность.

9. Способ по п. 1, при котором к по меньшей мере одному датчику подключают первичный передатчик и передают данные о давлении на поверхность посредством провода, подключенного к передатчику и встроенного в указанную трубную обсадку.

10. Способ по п. 1, при котором спускают в ствол скважины инструмент (92) на отдельной колонне труб или на канате, причем указанный инструмент (92) выполнен с возможностью взаимодействия с интерфейсом (82), подключенным к по меньшей мере одному датчику (80) для загрузки данных о давлении.

11. Способ по п. 10, при котором передают через трубную обсадку данные о давлении к интерфейсу, расположенному выше по стволу скважины относительно датчика, и через указанный интерфейс передают данные о давлении на инструмент.

12. Способ по п. 11, при котором инструмент (92) контактирует с интерфейсом (82) для загрузки данных о давлении или данные о давлении индуктивно передают от указанного интерфейса (82) в указанный инструмент (92).

13. Способ п. 12, при котором данные о давлении сохраняют в запоминающем устройстве (90) инструмента (92), а инструмент (92) поднимают из скважины на поверхность для загрузки данных.

14. Способ по п. 12, при котором данные о давлении передают на поверхность через отдельную колонну труб или канат либо через устройство генерирования импульсов давления флюида, подключенное к инструменту (92).

15. Способ по п. 1, при котором сохраняют данные о давлении в запоминающем устройстве (90), подключенном к по меньшей мере одному датчику, и далее поднимают запоминающее устройство из скважины на поверхность и загружают данные о давлении.

16. Способ по п. 15, при котором запоминающее устройство выполнено в корпусе, прикрепленном к трубной обсадке с возможностью съема, причем указанный корпус снимают с трубной обсадки и поднимают корпус из скважины на поверхность.

17. Способ по п. 1, в котором флюид представляет собой цементный раствор (166), причем способ содержит следующие шаги: изолируют указанную трубную обсадку путем подачи в кольцевую область цементного раствора, располагают устройство, генерирующее импульсы давления флюида, в стволе скважины выше по стволу скважины относительно цементного раствора и включают устройство генерирования импульсов давления флюида для генерирования сигналов для передачи данных о давлении на поверхность после прохождения цемента вдоль указанной трубной обсадки и в кольцевую область.

18. Способ по п. 1, в котором:
присоединяют спускную колонну к указанной трубной обсадке и используют спускную колонну для развертывания трубной обсадки в стволе скважины;
располагают в спускной колонне устройство генерирования импульсов давления флюида для генерирования сигналов для передачи данных о давлении на поверхность;
подают цемент через рабочую колонну (33) и указанную трубную обсадку в кольцевую область для изоляции трубной обсадки, причем устройство генерирования импульсов давления флюида выключают в процессе подачи цемента через спускную колонну; и
включают устройство генерирования импульсов давления флюида для передачи данных о давлении на поверхность после завершения цементирования.

19. Способ по п. 1, при котором располагают по меньшей мере один датчик ниже по стволу скважины относительно муфты (154) с обратным клапаном колонного башмака (148) трубной обсадки, причем указанная муфта имеет обратный клапан, позволяющий флюиду течь из трубной обсадки в ствол скважины и препятствующий флюиду течь обратно, в результате чего по меньшей мере один датчик (80) сообщается с кольцевой областью через открытый конец колонного башмака (148) трубной обсадки для измерения давления в кольцевой области (178).

20. Способ по п. 1, при котором располагают по меньшей мере один датчик выше по стволу скважины относительно муфты с обратным клапаном колонного башмака трубной обсадки, причем указанная муфта имеет обратный клапан, позволяющий флюиду течь из трубной обсадки в ствол скважины и препятствующий флюиду течь обратно, причем по меньшей мере один датчик установлен с возможностью сообщаться с кольцевой областью сквозь стенку трубной обсадки для измерения давления в кольцевой области.

21. Способ по п. 1, при котором по меньшей мере один датчик давления располагают на или внутри внутренней поверхности трубной обсадки, причем указанный по меньшей мере один датчик подвержен воздействию давления флюида в кольцевой области.

22. Способ по п. 1, при котором по меньшей мере один датчик давления располагают на или внутри наружной поверхности трубной обсадки и индуктивно подключают по меньшей мере один датчик к приемнику, расположенному во внутреннем пространстве указанной трубной обсадки для передачи данных о давлении сквозь стенку трубной обсадки.

23. Способ по п. 22, при котором в стволе скважины развертывают инструмент, содержащий приемник, на отдельной колонне труб или на канате и сохраняют данные о давлении в запоминающем устройстве инструмента для подъема из скважины на поверхность или передают данные о давлении на поверхность.

24. Способ по п. 2, при котором контролируют цементный раствор (166) посредством по меньшей мере одного датчика давления, расположенного таким образом, что столб цементного раствора в кольцевой области непосредственно воздействует на него в осевом взаимном расположении, так что после схватывания цемент больше не оказывает давления на указанный датчик, что на поверхности служит указанием того, что цементный раствор (166) схватился.

25. Трубная обсадка (140) ствола скважины, содержащая:
пакер (43), установленный в кольцевой области (178), уплотнительный элемент (43) которого герметично упирается в обсадную колонну (440), в которой расположена указанная трубная обсадка (140), или в стенку ствола (100) скважины;
по меньшей мере один датчик (80) давления, расположенный на стенке трубной обсадки (140) и обращенный к кольцевой области (178), заключенной между наружной поверхностью указанной трубной обсадки (140) и внутренней поверхностью (130) стенки ствола (100) скважины или между наружной поверхностью указанной трубной обсадки (140) и внутренней поверхностью другой трубной обсадки (118), в которой находится указанная трубная обсадка (140);
причем по меньшей мере один датчик (80) давления выполнен с возможностью контролирования давления флюида в кольцевой области (178) во время выполнения в скважине операции изоляции для получения данных о давлении; причем обеспечена возможность передачи на поверхность данных о давлении флюида в кольцевой области (178) ниже по стволу скважины относительно уплотнительного элемента (45), при этом обнаруженное со временем падение давления в кольцевой области (178) ниже по стволу скважины относительно уплотнительного элемента (45) указывает на наличие утечки за пакером.

26. Трубная обсадка по п. 25, содержащая первичный передатчик, подключенный к по меньшей мере одному датчику и предназначенный для передачи данных на поверхность акустическим способом, а также содержащая по меньшей мере один повторитель, располагаемый в процессе использования выше по стволу скважины относительно первичного передатчика и выполненный с возможностью приема сигнала, передаваемого первым передатчиком, и повторения сигнала для передачи данных на поверхность.

27. Трубная обсадка по п. 25, содержащая первичный передатчик, подключенный к по меньшей мере одному датчику и предназначенный для передачи данных на поверхность электрическим способом, а также содержащая по меньшей мере один индуктивно подключенный коннектор, располагаемый в процессе использования выше по стволу скважины относительно первичного передатчика и обеспечивающий электрический канал для передачи данных на поверхность.

28. Трубная обсадка по п. 25, содержащая передатчик, подключенный к по меньшей мере одному датчику, и провод, подключенный к передатчику и встроенный в указанную трубную обсадку, для передачи данных на поверхность.

29. Трубная обсадка по п. 25, содержащая интерфейс (82), подключенный к по меньшей мере одному датчику давления и выполненный с возможностью связи для загрузки данных с инструментом, спускаемым в ствол скважины на отдельной колонне труб или на канате.

30. Трубная обсадка по п. 29, содержащая передатчик (96), выполненный с возможностью передачи данных через трубную обсадку к интерфейсу (82), который расположен выше по стволу скважины относительно указанного датчика (80) так, чтобы обеспечить возможность передачи данных на инструмент через интерфейс.

31. Трубная обсадка по п. 30, в которой интерфейс находится в непосредственном контакте с инструментом для загрузки данных.

32. Трубная обсадка по п. 30, в которой интерфейс выполнен с возможностью индуктивной передачи данных на инструмент.

33. Трубная обсадка по п. 25, содержащая запоминающее устройство, подключенное к по меньшей мере одному датчику давления для сохранения данных и установленное с возможностью поднятия из скважины на поверхность для загрузки данных.

34. Трубная обсадка по п. 33, в которой запоминающее устройство выполнено в корпусе, прикрепленном к трубной обсадке с возможностью съема.

35. Трубная обсадка по п. 25, содержащая устройство генерирования импульсов давления флюида, располагаемое в процессе использования выше по стволу скважины относительно цементного раствора, подаваемого в кольцевую область для изоляции указанной трубной обсадки в стволе скважины, причем указанное устройство предназначено для генерирования сигналов и передачи данных на поверхность после прохождения цементного раствора (166) вдоль по указанной трубной обсадке и в кольцевую область.

36. Трубная обсадка по п. 25, содержащая:
спускную колонну, присоединенную к указанной трубной обсадке и предназначенную для развертывания трубной обсадки в стволе скважины;
устройство генерирования импульсов давления флюида, расположенное в спускной колонне и предназначенное для генерирования сигналов и передачи данных на поверхность;
причем устройство генерирования импульсов давления флюида выполнено с возможностью его включения для передачи данных на поверхность после подачи цементного раствора (166) через рабочую колонну и указанную трубную обсадку в кольцевую область.

37. Трубная обсадка по п. 25, причем указанная трубная обсадка является обсадной колонной, содержащей башмак, имеющий муфту с обратным клапаном, позволяющим флюиду течь из трубной обсадки в ствол скважины и препятствующим флюиду течь обратно, причем указанный по меньшей мере один датчик расположен в процессе использования ниже по стволу скважины относительно муфты с обратным клапаном таким образом, что обеспечена возможность сообщения датчика с кольцевой областью через открытый конец башмака трубной обсадки для измерения давления в кольцевой области.

38. Трубная обсадка по п. 25, причем указанная трубная обсадка является обсадной колонной, содержащей башмак, имеющий муфту с обратным клапаном, позволяющим флюиду течь из трубной обсадки в ствол скважины и препятствующим флюиду течь обратно, причем указанный по меньшей мере один датчик расположен в процессе использования выше по стволу скважины относительно муфты с обратным клапаном и выполнен с возможностью сообщения с кольцевой областью сквозь стенку трубной обсадки для измерения давления в кольцевой области.

39. Трубная обсадка по п. 25, в которой указанный по меньшей мере один датчик давления расположен на или внутри внутренней поверхности трубной обсадки и подвержен воздействию давления флюида в кольцевой области.

40. Трубная обсадка по п. 25, в которой по меньшей мере один датчик давления расположен на или внутри наружной поверхности трубной обсадки и индуктивно подключен к приемнику, расположенному во внутреннем пространстве указанной трубной обсадки, для передачи данных сквозь стенку трубной обсадки.

41. Трубная обсадка по п. 25, в которой указанный по меньшей мере один датчик давления выполнен с возможностью контролирования давления, подаваемого в кольцевую область цементного раствора, и расположен таким образом, что столб цементного раствора в кольцевой области непосредственно воздействует на него в осевом взаимном расположении так, что после схватывания цементный раствор больше не оказывает давления на этот датчик, что на поверхности служит указанием того, что цементный раствор схватился.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении пластов в разрезе скважины с вязкой или высоковязкой нефтью. Позволяет решить задачу определения в разрезе скважины пластов с вязкой или сверхвязкой нефтью.

Изобретение относится к области бурения и, в частности, к технологическому оснащению для усовершенствованного вычисления задержки. Способ расчета количества осыпи в открытом стволе буровой скважины содержит вычисление фактической задержки для скважины посредством выявления заданного компонента атмосферного воздуха в буровой жидкости.

Изобретение относится к диагностике штанговых насосных установок. Техническим результатом является обеспечение точной информативной диагностики для эффективного управления насосной системой.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при автоматическом непрерывном контроле параметров буровых растворов в процессе разбуривания горных пород.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности, а именно к области технического обустройства нефтедобычи, и может быть использовано для обеспечения необходимых условий оперативного определения содержания основных фаз и компонентов в нефтегазовом флюиде, поступающем из скважины, при поточных измерениях количества и показателей качества.

Изобретение относится к области исследования состава и свойств многокомпонентных углеводородных систем в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений методами ИК-спектрометрии.

Изобретение относится к способу бурения ствола скважины. Способ включает бурение ствола скважины посредством непрерывной бурильной колонны насосно-компрессорных труб, измерение по меньшей мере одного параметра посредством оптического волновода в бурильной колонне, причем измерение включает в себя этап, на котором определяют оптическое обратное рассеяние вдоль оптического волновода, и регулирование штуцера, тем самым вызывая приток флюида в ствол скважины или потерю флюида из ствола скважины, при этом измерение по меньшей мере одного параметра дополнительно включает в себя этап, на котором определяют приток или потерю флюида.

Изобретение относится к эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности.

Предложены способ и инструментальный узел для контроля положения рабочего инструмента в стволе скважины. Техническим результатом является повышение точности позиционирования рабочего инструмента в скважине.

Изобретение относится к средствам питания скважинной аппаратуры. Техническим результатом является повышение надежности и ресурса работы устройства, а также упрощение конструкции и его эксплуатации.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройству для спуска оборудования в скважину, оборудованную хвостовиком, который был спущен и зацементирован при помощи устройства с левым разъединителем (с левой резьбой), и предназначено для проведения работ в скважине, например, гидроразрыва, закачки других реагентов в продуктивный пласт или других работ.

Изобретение относится к области тампонирования (цементирования) скважин различного назначения, в частности тампонирования нефтяных и газовых скважин. Устройство содержит несущий элемент, втулку, жестко связанную с несущим элементом и размещенную под ним, первый эластичный запорный элемент, размещенный во втулке, цементировочную головку, расположенную на устье скважины на первой обсадной трубе, и второй эластичный запорный элемент, размещенный в цементировочной головке.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации скважины. Обеспечивает цементирование кондуктора ликвидируемой скважины с сохранением целостности эксплуатационной колонны.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым для цементирования обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием пластов с низким давлением гидроразрыва.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины с горизонтальным окончанием. Обеспечивает ликвидацию аварийности при спуске хвостовика в условиях осыпания пород в скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. В способе строительства горизонтальной скважины ведут бурение наклонно-направленного ствола через горные породы, спуск верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за верхней обсадной колонной, бурение горизонтального ствола из верхней обсадной колонны в нижний нефтяной пласт, спуск нижней обсадной колонны с частичным размещением последней в нижней части верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за нижней обсадной колонной, перфорацию горизонтального ствола, спуск в верхнюю обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб с пакером с установкой пакера и башмака колонны насосно-компрессорных труб в верхней обсадной колонне над нижней обсадной колонной и проведение гидроразрыва в горизонтальном стволе.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ступенчатом цементировании скважины. При ступенчатом цементировании скважины проводят цементирование первой ступени, ввод в колонну нижней пробки для открытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования, периодическую промывку ствола скважины через циркуляционные отверстия в период ожидания затвердения цемента первой ступени, цементирование второй ступени с вводом в колонну верхней пробки для закрытия циркуляционных отверстий цементировочной муфты ступенчатого цементирования.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для изоляции пластов в скважине при ее креплении. Устройство включает полый корпус с верхним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, нижним радиальным отверстием, по меньшей мере одним, наружным продольным пазом, по меньшей мере одним.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к способам приготовления тампонажного раствора в промысловых условиях с использованием активаторов цементного раствора гидроструйно-механического действия типа «струя в струю».

Способ может быть использован в области сооружения газовых скважин на месторождениях и подземных хранилищах природного газа, попутного нефтяного газа, гелия, углекислого и других газов.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к ремонту скважин. Техническим результатом является повышение эффективности осуществления ремонта скважин. Предложен способ цементирования дополнительной колонны, включающий в себя этапы, на которых: проводят геофизические исследования скважины для определения состояния ЭК, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации; спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны в скважину на глубину, определенную в соответствии с результатами геофизических исследований; спускают в скважину оборудование для закачки цементного раствора; осуществляют подготовку расчетного объема цементного раствора и закачку его в дополнительную колонну; осуществляют закачку в дополнительную колонну продавочной жидкости таким образом, чтобы цементный раствор заполнил межколонное пространство; оставляют скважину на время ожидания затвердевания цемента. При этом на основании результатов геофизических исследований определяют длину цементируемой дополнительной колонны, количество и места установки уплотнительных устройств на дополнительной колонне из расчета их последующего расположения на расстоянии 8-12 м выше и ниже интервалов нарушений и на расстоянии 8-12 м над верхней границей интервала перфорации. А сборку компоновки дополнительной колонны выполняют путем установки уплотнительных устройств в соответствии с данными, полученными на этапе определения мест установки уплотнительных устройств, и путем установки жестких центраторов выше и ниже от уплотнительных устройств, причем установку уплотнительных устройств осуществляют следующим образом: на дополнительную колонну снизу одевают верхнее ограничительное кольцо, резиновую уплотнительную манжету самоуплотняющегося типа, конусообразный упор с жесткими лепестками и зазорами, обеспечивающими проход цементного раствора, причем ограничительное кольцо и конусообразный упор жестко закрепляют на дополнительной колонне. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх