СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЦЕЛОСТНОСТИ КОЛЬЦЕВОГО УПЛОТНЕНИЯ В СКВАЖИНЕ Российский патент 2014 года по МПК E21B47/05 

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

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

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

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

каждый элемент барьера должен подлежать проверке через некоторые формы испытания;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Способ может включать в себя следующие этапы:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Испытание на уплотнение может быть расширенным испытанием на гидроразрыв.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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