BR112012025644B1 - Método e aparelho de avaliação de um furo de poço revestido em uma formação terrestre - Google Patents

Abstract

método e aparelho para avaliar um invólucro de perfuração de poço cimentado. a presente invenção refere-se a um método de avaliação de um invólucro da perfuração de poço em uma formação de terra inclui: emissão de pelo menos um sinal acústico na perfuração de poço através de uma fonte acústica e detecção de um sinal acústico de retorno através de um sensor acústico, a perfuração de poço incluindo um revestimento e um material de revestimento de suporte disposto entre o revestimento e uma parede da perfuração de poço; emissão de um fluxo de nêutrons através de uma fonte de nêutrons na perfuração de poço e detecção de um sinal de radiação através de um detector de radiação, o sinal de radiação incluindo radiação gama induzida resultando a partir de interações de nêutrons; e identificar um material de revestimento de suporte característico baseado sobre o sinal acústico de retorno e o sinal de radiação.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODO E APARELHO DE AVALIAÇÃO DE UM FURO DE POÇO REVESTIDO EM UMA FORMAÇÃO TERRESTRE".

Referência Cruzada para Aplicações Relacionadas [0001] Esta aplicação reivindica o benefício de uma data de depósito anterior do Pedido Provisional dos Estados Unidos No. 61/321, 637 depositado em 7 de abril de 2010, a descrição completa da qual é incorporada aqui por referência.

Antecedentes [0002] Sondagem de produção de perfuração de poço utilizada em operações subterrâneas tipicamente utiliza revestimentos disposto nele para proteger a perfuração de poço a partir das pressões de sondagem, reações químicas e outras condições e prevenir falhas tais como colapso de perfuração de poço, ruptura e falhas de tração. Revestimentos podem também ser usados para definir zonas de produção em várias porções da perfuração de poço.

[0003] Monitoramento de revestimento e técnicas de avaliação é importantes ferramentas na manutenção da integridade do revestimento, e por sua vez mantendo a integridade da perfuração de poço. Avaliação típica e procedimentos de manutenção envolvem perguntar qual o revestimento e cimento que é usado para ligar o revestimento a uma parede da perfuração de poço para determinar se os vazios estão presentes entre o revestimento e a parede da perfuração de poço.

[0004] Métodos típicos para detecção de vazios incluem perguntar ao revestimento e cimento com sinais acústicos para detectar micro anel e outras aberturas formadas entre o revestimento e a parede da perfuração de poço. Micro anel detectados são tipicamente corrigidos através de métodos tal como aplicação de pressão hidrostática para o interior do revestimento. Tais métodos de detecção podem ser ineficazes e imprecisos em que eles podem ser incapazes de diferenciar efe- tivamente entre um micro anel insignificantes e um vazio verdadeiro entre o revestimento e o cimento que pode comprometer o selo hidráulico formado entre eles.

Sumário [0005] Um método de avaliação de um invólucro da perfuração de poço em uma formação de terra inclui: emissão de pelo menos um sinal acústico na perfuração de poço através de uma fonte acústica e detecção um sinal acústico de retorno através de um sensor acústico, a perfuração de poço incluindo um revestimento e um material de revestimento de suporte disposto entre o revestimento e uma parede da perfuração de poço; emissão um fluxo de nêutrons através de uma fonte de nêutrons na perfuração de poço e detecção um sinal de radiação através de um detector de radiação, o sinal de radiação incluindo radiação gama induzida resultando a partir de interações de nêutrons; e identificar um material de revestimento de suporte característica baseado sobre o sinal acústico de retorno e o sinal de radiação.

[0006] Um método de avaliação um invólucro da perfuração de poço em uma formação de terra inclui: eliminação de um dispositivo de medição acústico no invólucro da perfuração de poço, a perfuração de poço incluindo um revestimento e um material de revestimento de suporte disposto entre o revestimento e uma parede da perfuração de poço, o dispositivo de medição acústico incluindo de pelo menos uma fonte acústica e pelo menos um receptor acústico; emissão de um sinal acústico na perfuração de poço em uma pluralidade de localizações e detecção de um sinal acústico de retorno em cada uma das pluralidades de localizações; geração de um registro acústico que inclui uma pluralidade de amplitudes de sinal de retorno, cada amplitude de sinal de retorno correlacionado com uma localização respectiva; identificar uma localização da lacuna no material de revestimento de suporte através da comparação de pelo menos um de uma amplitude e uma atenuação de cada amplitude de sinal de retorno para um valor de referência; eliminação de um dispositivo de medição de nêutrons no invólucro da perfuração de poço, o dispositivo de medição de nêutrons incluindo de pelo menos uma fonte de nêutrons e pelo menos um detector de raio gama; emissão um fluxo de nêutrons na perfuração de poço na pluralidade de localizações e detecção um sinal de radiação em cada uma das pluralidades de localizações, o sinal de radiação incluindo radiação gama induzida resultando a partir de interações de nêutrons; geração de um registro de nêutron que inclui uma pluralidade de contagens de radiação, cada contagem de radiação correspondente a um componente de concentração em cada uma das pluralida-des de localizações; determinação a contagem de radiação na localização da lacuna e comparação a contagem de radiação na localização da lacuna para uma de radiação de referência; e identificar se a lacuna é um vazio baseado sobre a comparação.

[0007] Um aparelho para avaliar um invólucro da perfuração de poço em uma formação de terra inclui: um dispositivo de medição acústico configurado para ser disposto no invólucro da perfuração de poço e incluindo de pelo menos uma fonte acústica configurado para permitir pelo menos um sinal acústico na perfuração de poço e pelo menos um sensor acústico configurado para detectar um sinal acústico de retorno, a perfuração de poço incluindo um revestimento e um material de revestimento de suporte disposto entre o revestimento e uma parede da perfuração de poço; um dispositivo de medição de nêutrons configurado para ser disposto no invólucro da perfuração de poço e incluindo de pelo menos uma fonte de nêutrons configurado para permitir um fluxo de nêutrons na perfuração de poço e pelo menos um detector de radiação configurado para detectar um sinal de radiação, o sinal de radiação incluindo radiação gama induzida resultando a partir de interações de nêutrons; e pelo menos um processador configurado para receber pelo menos um sinal acústico de retorno, analisar o sinal acústico de retorno para estimar uma localização de uma lacuna no material de revestimento de suporte, analisar o sinal de radiação para estimar a concentração de uma componente do material de revestimento de suporte, e identificar se a lacuna é uma porção defeituosa no material de revestimento de suporte baseado sobre a concentração do componente na localização.

Breve Descrição dos Desenhos [0008] O assunto que é considerado como a invenção é particularmente mostrado e distintamente reivindicado na reivindicação na conclusão da especificação. Os antecedentes e outras características e vantagens da invenção são aparentes a partir da descrição detalhada a seguir tomada em conjunto com os desenhos que acompanham em que: figura 1 é uma visão transversal lateral de uma modalidade de uma perfuração de poços subterrâneos, avaliação, exploração e/ou sistema de produção; figura 2 é uma visão transversal lateral de uma modalidade de uma ferramenta de sondagem para avaliação de uma perfuração de poço revestimento através da medição do sinal induzido de ativação de nêutrons; figura 3 é uma visão transversal lateral de uma modalidade de uma ferramenta de sondagem para avaliação acústica de uma perfuração de poço revestimento; figura 4 é um fluxograma fornecendo um método de avaliação exemplar de um invólucro da perfuração de poço em uma formação de terra; e figuras 5A e 5B são ilustrações de um registro de nêutron pulsado exemplarmente e um cimento exemplar para ligar o registro, respectivamente, gerado em conjunto com o método da figura 4.

Descrição Detalhada [0009] Aparelhos e métodos para avaliação de materiais de revestimento de perfurações de poço são descritos aqui. Os aparelhos e métodos incluem a utilização de técnicas de avaliação de cimento acústico em combinação com medições de nêutrons para estimar propriedades de materiais de revestimento de perfurações de poço e/ou avaliarem a integridade de uma montagem de revestimento de perfuração de poço. Em uma modalidade, os aparelhos e métodos combinação acústica e medições de nêutrons para detectar lacunas, vazios ou outras deficiências significativas ou porções defeituosos na perfuração de poço revestimento do suporte e/ou materiais de ligação, tal como cimento.

[00010] Referindo-se a figura 1, uma modalidade exemplar de uma perfuração de poços subterrâneos, avaliação, exploração e/ou sistema de produção 10 inclui uma cadeia de perfuração de poço 12 que é mostrada disposta em uma perfuração de poço 14 que penetra pelo menos uma formação de terra 16 durante uma operação subterrânea. Como descrito aqui, uma "formação" refere-se a várias características e materiais que podem ser encontrados em um ambiente subterrâneo e circundar a perfuração de poço 14. Um revestimento 18 disposto na perfuração de poço 14 e é cimentado ou ligado à parede da perfuração de poço através de um material de revestimento de suporte tal como cimento 20 que inclui qualquer cimentado adequado ou outro material suficiente para ligar o revestimento 18 à parede da perfuração de poço, facilitar o revestimento no apoio e/ou porções de isolamento da perfuração de poço 14, ou suporte de outra maneira do revestimento. Em uma modalidade, o material de revestimento de suporte é um material de cimento que inclui silício.

[00011] O revestimento 18 é feito de qualquer material adequado para resistir condições de sondagem tal como pressão, temperatura e ação química. Exemplos de tais materiais incluem aço, aço de carbono de tratamento térmico, aço inoxidável, alumínio, titânio, fibra de vidro e outros materiais. Em uma modalidade, o revestimento 18 inclui uma pluralidade de segmentos de tubo ou juntas de revestimentos conectados entre si através de juntas roscadas ou outros mecanismos e conexão. O revestimento 18 pode se estender a qualquer comprimento da perfuração de poço. Por exemplo, a perfuração de poço 14 pode incluir um revestimento completo estendendo a partir de uma superfície ou localização da superfície próxima a uma profundidade selecionada ou um forro tal como uma produção do forro que está suspenso na perfuração de poço 14. O cimento 20 inclui um material ou mistura que é forçada em um espaço entre o revestimento 18 e a perfuração de poço 14 e serve para ligar o revestimento 18 à parede da perfuração de poço.

[00012] Em uma modalidade, a cadeia de perfuração de poço 12 inclui uma ferramenta de sondagem 22 tal como uma ferramenta de registro do poço. Em uma modalidade, a ferramenta de sondagem 22 é configurada como uma ferramenta de avaliação do revestimento/ cimento. A ferramenta de sondagem 22 é mostrada na figura 1 como uma ferramenta de canalização, mas não é limitada ao mesmo, e pode ser disposto com qualquer transportadora adequada. Uma "transportadora" como descrito aqui significa qualquer dispositivo, componente do dispositivo, combinação de dispositivos, mídia e/ou membro que pode ser usada para transmitir, causa, suporte ou de outra maneira facilitar o uso de outro dispositivo, componente do dispositivo, combinação de dispositivos, mídia e/ou membro. Transportadoras exemplares não li-mitativas incluem cadeias de perfuração de poço do tipo de tubo em espiral, do tipo de tubo articulado e qualquer combinação ou porção do mesmo. Outros exemplos de transportadora incluem tubos de revestimentos, canalizações, sondas de canalização, sondas slickline, queda experimental, sondagem submarina, conjuntos de base do buraco, e cadeias de perfuração.

[00013] A ferramenta de sondagem 22, em uma modalidade, é configurada como uma ferramenta de medição de nêutron e/ou uma ferramenta de interrogatório acústico. A ferramenta 22 inclui de pelo menos uma fonte de interrogatório 24 e pelo menos um detector 26. Em uma modalidade, eletrônica 28 é também incluída para armazenar, transmissão e/ou sinais de processamento e/ou dados gerados através de pelo menos um detector 26. O número de fontes 24 e detectores 26 não é limitado.

[00014] Em uma modalidade, pelo menos uma fonte 24 é de pelo menos uma fonte acústica e pelo menos um detector 26 é de pelo menos um detector acústico. Em outra modalidade, pelo menos uma fonte 24 é de pelo menos uma fonte de nêutrons e pelo menos um detector 26 is de pelo menos um detector de radiação tal como um raio gama e/ou detector de nêutron. Em outra modalidade, uma ferramenta 22 inclui sensores e detectores para perguntar ao revestimento 18, o cimento 20 e/ou a formação 16 com ambos os sinais acústicos e emissões de fluxo de nêutrons.

[00015] Em uma modalidade, a ferramenta 22 é equipada com equipamento de transmissão para se comunicar finalmente a uma unidade de processamento de superfície 30. Tal equipamento de transmissão pode tomar qualquer forma desejada, e mídia e métodos de transmissão diferentes podem ser usados. Exemplos de conexões incluem conexões com fio, fibra ótica, sem fio e sistemas baseados em memória.

[00016] Figura 2 ilustra uma modalidade exemplar da ferramenta 22, em que a ferramenta 22 é configurada como uma ferramenta de medição de nêutron 23. Nesta modalidade, pelo menos uma fonte de interrogatório 24 inclui de pelo menos uma fonte de nêutrons 32 e pelo menos um detector 26 inclui um ou mais detectores de raio gama 34, 36. A fonte de nêutrons 32 é configurada para permitir nêutrons de alta energia (isto é, um fluxo de nêutron) em localizações de perfuração de poço selecionadas sobre períodos de tempo selecionado. O fluxo de nêutrons pode ser gerado como uma emissão pulsada. A fonte de nêutrons pode ser qualquer dispositivo adequado que emite nêutrons. Exemplos de fontes de nêutrons incluem fontes de nêutrons pulsadas e fontes de nêutrons químicas tal como amerício-berílio (AmBe) fontes. Dois dos principais mecanismos de interação que são detectados pelo detector de raio gamas 34, 36, entre outras, são captura de nêutron e espalhamento inelástico de nêutron que pode gerar raios gama de nêutron induzido.

[00017] Em uma modalidade, o detector de raio gamas 34, 36 é configurado para detectar fótons de raio gama emitido naturalmente a partir da perfuração de poço 14 e a formação 16, assim como fótons de raio gama gerado a partira das interações de nêutrons com núcleo na perfuração de poço 14 e a formação 16. Detecção de fótons inclui contar os fótons, medir a energia de cada fóton detectado, e/ou medição do tempo de detecção com relação ao tempo de cada pulso de nêutron. Assim, o detector de raio gamas 34, 36 pode adquirir dados que podem ser usados para fornecer um espectro de tempo e/ou um espectro de energia. Em uma modalidade, pelo menos um detector 26 também inclui um ou mais detectores de nêutrons, por exemplo, para medir o fluxo de nêutrons para corrigir a ativação de silício detectada e compensar as mudanças em saída de nêutron.

[00018] Em uma modalidade, o detector de raio gamas 34, 36 inclui um primeiro ou detector principal 34 localizado em uma distância selecionada "Dl" acima de um buraco a partir da fonte de nêutrons 32 e um segundo ou detector de fuga 36 localizado em uma distância selecionada "D2" sondagem a partir da fonte de nêutrons 32. Como descrito aqui, "uphole" refere-se a uma localização na ferramenta 23 que está mais próximo à superfície relativa a uma referência localização quando a ferramenta 23 está disposta na perfuração de poço 14. Igualmente, "sondagem" refere-se a uma localização na ferramenta 23 que está mais longe da superfície relativa à referência localização quando a ferramenta 23 está disposta na perfuração de poço 14. Em uma modalidade, Dl e D2 são pelo menos substancialmente igual em magnitude, ainda que Dl e D2 podem ser diferentes. Por exemplo, o detector principal 34 e o detector de fuga 36 pode cada um ser localizado aproximadamente a 10 pés a partir da fonte de nêutrons 32. O número e localização do detector de raio gamas 34 e 36 não são limitados.

[00019] Em uma modalidade, o detector principal 34 é configurado para detectar naturalmente a ocorrência de radiação emitida a partir da formação 16 quando a ferramenta 23 está disposta em e/ou avançada através da perfuração de poço, e o detector de fuga 36 é configurado para detectar a radiação emitida a partir da formação 16 como um resultado de ocorrência de radiação natural e interações entre a emissão de nêutrons e o núcleo na perfuração de poço 14 e a formação 16. Como descrito aqui, uma posição "principal" refere-se a uma localização na ferramenta 23 que atinge uma referência localização antes da fonte de nêutrons 32 como a ferramenta 23 se move através da perfuração de poço 14. Igualmente, uma posição "de fuga" refere-se a uma localização na ferramenta 23 que atinge uma referência localização após a fonte de nêutrons 32 como a ferramenta 23 se move através da perfuração de poço 14.

[00020] Ainda que a ferramenta de medição de nêutron 23 mostrada na figura 2 inclui detectores múltiplos, o tipo e a configuração da ferramenta do nêutron 23 descrita aqui não são limitados. Por exemplo, a ferramenta 23 pode incluir apenas um único detector e as medições de raio gama podem desconsiderar o efeito de ocorrência de nêutron natural. Em outro exemplo, a ferramenta 23 é configurada como ferramentas múltiplas ou submarinos, cada um tendo pelo menos uma fonte respectiva e/ou detector disposto aqui. A ferramenta 23 pode incluir qualquer número de fontes e detectores tal como uma matriz detectora e/ou detectores posicionados em localizações múltipla radial e/ou circunferencial em ou sobre a ferramenta 23.

[00021] Referindo-se a figura 3, em uma modalidade, a ferramenta 22 é configurada como uma ferramenta de medição acústica 37. Em uma modalidade, a ferramenta de medição acústica 37 é configurada para medir propriedades do revestimento 18 assim como o cimento 20. Em uma modalidade, a ferramenta de medição acústica 37 é configurada para medir propriedades relativas às características da ligação entre o revestimento 18 e o cimento 20.

[00022] Pelo menos uma fonte 24, nesta modalidade, é uma fonte acústica 38 configurada para permitir ondas acústicas sônicas ou outras dentro do revestimento 14, o cimento 20 e/ou a formação 14. Exemplos de fontes acústicas incluem dispositivos piezoelétrico, transmissores acústicos eletromagnéticos, dispositivos a laser pulsado, ressonadores de flexão, transdutores em cunha e combinações do mesmo. Pelo menos um detector 26 is configurado como um ou mais receptor acústicos 40, 42 configurado para detectar ondas acústicas refletidas. Na modalidade mostrada na figura 3, dois detectores 40, 42 são ilustrados. Entretanto, qualquer número de detectores 40 pode ser posicionado em várias localizações em ou sobre a ferramenta 37. Por exemplo, uma matriz de detectores pode ser posicionada em múltiplas localizações ao longo do comprimento da ferramenta e/ou uma localização angular múltipla para afetar um conjunto de dados bidimensional ou tridimensional.

[00023] Em um exemplo, ilustrado na figura 3, a ferramenta de medição acústica 37 inclui um primeiro detector acústico 40 posicionados em uma primeira distância Dl a partir da fonte acústica 38 e um segundo detector acústico 42 posicionado em uma segunda distância maior D2 a partir da fonte acústica 38. Distâncias exemplares para Dl e D2 são 3 pés e 5 pés, respectivamente. O primeiro detector acústico 40 pode ser configurado para detectar amplitudes de onda refletida em geral correspondente a uma área próxima para uma interface entre o revestimento 18 e o cimento 20 (isto é, o "revestimento /ligação de cimento"), e o segundo detector acústico 42 pode ser configurado para detectar onda refletida em geral correspondente a uma área próxima para uma interface entre o cimento 20 e a formação 14 (isto é, o "ci-mento/ligação de formação").

[00024] Figura 4 ilustra um método 50 de avaliar um invólucro da perfuração de poço. O método pode ser usado para identificar características do cimento 20 e/ou avaliar a integridade da ligação entre o revestimento 18 e o cimento 20. Em uma modalidade, o método 50 é um método de identificar características do cimento 20. Tais características podem incluir ou ser indicativa de vazios e outras porções defeituosas do cimento, tal como áreas de separação ou deslocamento entre o revestimento 18 e o cimento 20 que são suficientemente significativas para permitir o fluxo de fluidos de sondagem nele e comprometer um selo hidráulico formado entre o revestimento 18 e o cimento 20. Em uma modalidade, "porções defeituosas" referem-se aquelas porções do cimento 20 que inclui áreas de separação entre o revestimento 18 e o cimento 20, áreas de espessura de cimento reduzida ou outras características que permitem o fluxo de fluido através da mesma. Tais porções defeituosas podem comprometer a integridade de produção das zonas formadas na perfuração de poço 14 através do revestimento 18. Outra característica inclui o tipo e/ou quantidade de componentes materiais (por exemplo, silício) no cimento.

[00025] O método 50 pode ser realizado em conjunto com o siste- ma 10, a ferramenta do nêutron 23, a ferramenta acústica 37 e/ou uma ferramenta 22 ou montagem de sondagem inclui tanto capacidades de medição de nêutron e acústica, mas não é limitada ao mesmo. O método 50 pode ser usado em conjunto com qualquer aparelho ou configuração capaz de tomada de nêutrons/ raio gama e medições acústicas. O método 50 inclui um ou mais estágios 51-56. Em uma modalidade, o método 50 inclui a execução de todos os estágios 51-56 na ordem descrita. Entretanto, certos estágios podem ser omitidos, estágios podem ser adicionados, ou a ordem dos estágios mudados. [00026] Em uma modalidade, a tomada de medições com a ferramenta do nêutron 23 (que inclui uma fonte de nêutrons tal como uma fonte química ou nêutron pulsado), a ferramenta acústica 37 e/ou outras ferramentas é gravada em relação à profundidade e/ou posição da ferramenta 22, o qual é referido como "registro", e um registro de tais medições é referido como um "registro". Registros exemplares incluem um cimento para ligar registro (CBL) gerado através da ferramenta acústica 37 e um registro de nêutron gerado através da ferramenta do nêutron 23. Exemplos adicionais de processos de registro incluem medições de registro após a perfuração, registro de canalização, operações de registro de tubo de transmissão, registro de queda experimental e registro de memória. Os dados recuperados durante estes processos podem ser transmitidos para a superfície tal como à unidade de processamento de superfície 30, e pode também ser armazenado com a ferramenta (através de, por exemplo, a eletrônica 28) para posterior recuperação.

[00027] No primeiro estágio 51, uma ferramenta de medição acústica tal como a ferramenta acústica 37 está disposta na perfuração de poço 14. Em uma modalidade, a ferramenta acústica 37 é reduzida na perfuração de poço 14 através de uma canalização, ainda que a ferramenta acústica 37 pode ser reduzida através de qualquer mecanis- mo adequado.

[00028] A fonte acústica 38 é ativada e um sinal acústico é emitido pelo menos no revestimento 18 e o cimento 20. As ondas acústicas emitidas como parte do sinal acústico viajam através do revestimento 18, o revestimento /ligação de cimento, o cimento 20, o cimento/ ligação de formação e/ou a formação 14. Exemplos de ondas acústicas incluem ondas ultrassônicas tal como uma onda Lamb e ondas horizontais cortadas, ondas de compressão e ondas P.

[00029] Um ou mais receptores 40, 42 detecta ondas refletidas a partir de várias localizações na perfuração de poço 14 e/ou a formação 16 como sinais de retorno acústico. Tais localizações incluem, por exemplo, o revestimento /cimento para ligar e o cimento/ ligação de formação. Estes eventos podem ser gravados como dados acústico na forma de, por exemplo, espectros de onda tendo vários padrões. [00030] No segundo estágio 52, os sinais de retorno acústico são analisados para determinar parâmetros assim como a condição do cimento e/ou a ligação de cimento/revestimento. Esta análise pode incluir gravação dos sinais de retorno sobre o tempo e correlacionando então a profundidade assim como processamento dos dados associados para produzir um registro (por exemplo, um CBL) ou outro registro de medição. Exemplos de dados úteis incluem o tempo e amplitude de ambas as ondas emitidas e gravadas, amplitude de sinais e valores de atraso de tempo. Além disso, atenuação da onda como a onda propagada através do revestimento 18 e o cimento 20 pode ser gravada. [00031] Por exemplo, as amplitudes e/ou atenuações de sinais acústicos recebidos são comparados em deferentes localizações e/ou em localizações correspondentes a múltiplos receptores em uma matriz. Aumento na atenuação gravada indica algum tipo de inconsistência, que pode ser considerado uma identificação possível de um vazio significante ou outra porção defeituosa no cimento. Uma tal inconsis- tência, tal como um micro anel, pode ser indicativa de uma porção defeituosa significante, ou pode representa apenas uma característica inconsequente do cimento.

[00032] Por exemplo, uma amplitude de sinal de retorno maior gravado por um receptor 40, 42 é identificado como identificação de uma lacuna tal como um micro anel entre o revestimento 18 e o cimento 20 e/ou entre o cimento 20 e a formação 14. Esta lacuna pode ser um indicador de uma potencial porção defeituosa ou "ligação ruim" no cimento 20 que pode comprometer o revestimento /ligação de cimento. Uma menor amplitude de sinais é identificada como identificação que não existe lacuna e assim é um indicador de uma "ligação boa" entre o revestimento 18 e o cimento 20.

[00033] Identificação da lacuna inclui, em uma modalidade, comparação do sinal de retorno acústico com um valor de referência. Por exemplo, uma atenuação de referência e/ou valor de amplitude é selecionado o que indica um valor em ou acima que indica uma potencial ligação ruim. Este valor de referência pode ser selecionado a partir de uma amplitude e/ou valor de atenuação conhecido para indicar uma ligação boa baseada sobre medições anterior ou uma amplitude média e/ou atenuação estimada a partir e um registro acústico.

[00034] No terceiro estágio 53, uma ferramenta do nêutron 23 tal como uma fonte química ou ferramenta de nêutron pulsada está disposta na perfuração de poço 14, e a fonte de nêutrons 32 é ativada para permitir nêutrons de alta energia no revestimento 18, o cimento 20 e/ou a formação 14. Os detectores de radiação 34, 36 detectam radiação incluindo raios gama emitidos a partir do revestimento 18, o cimento 20 e/ou a formação 14. Em uma modalidade, uma ou mais medições são tomadas para cada uma de uma pluralidade de perfuração de poço localizações e/ou profundidade to gerar a nêutron registro. Ativação e detecção são realizadas em profundidades múltiplas, e pode ser realizado enquanto a ferramenta do nêutron 23 está em movimento, por exemplo, está sendo puxado uphole através de uma seção selecionada da perfuração de poço 14 em uma velocidade selecionada. Uma velocidade de registro exemplar é 10 ft/min na direção uphole para o espaçamento exemplar Dl de 10 pés com a fonte de nêutrons 32 principal de pelo menos um detector 34, 36. Como descrito aqui, "medições de nêutron" e "registros de nêutron" refere-se a medições de radiação que inclui radiação resultando da interação de nêutrons emitidos com elementos na perfuração de poço e/ou formação.

[00035] Em uma modalidade, o detector principal de raio gama 34 detecta radiação gama natural a partir de materiais componentes tais como silício, potássio, urânio e tório. O detector de fuga 36 detecta raios gama que incluem a radiação natural assim como raios gama resultando a partir de interações entre os nêutrons emitidos e núcleo (tal como núcleo de silício no cimento e a formação) no revestimento 18, o cimento 20 e/ou a formação 16.

[00036] No quarto estágio 54, sinais de raio gama detectados pelo detector de fuga 36 são analisados para gerar inelástica, captura de nêutron térmico, e/ou ativação de nêutron espectro de raio gama. O espectro é analisado, por exemplo, através da contagem de raios gama nas janelas colocadas nos picos principais para os elementos envolvidos, ou através da comparação com padrões conhecidos, ou através combinação dos dois.

[00037] Em uma modalidade, a concentração de um ou mais elementos, tal como oxigênio e silício, são determinados através da medição da ativação de gama nêutron contagem de taxas de radiação gravadas pelo detector de raio gamas 34, 36. Por exemplo, concentrações de elementos são identificadas através da gravação à contagem de taxa de radiação (por exemplo, no Instituto Americano de Petróleo (unidades API)) que várias com a meia vida dos elementos. Em uma modalidade, uma taxa de contagem de raio gama na ativação de silício (isto é, uma quantidade de raios gama gerado devido à ativação do silício através de nêutrons, referido aqui como uma "taxa de contagem na ativação de silício") is gerado a identificação de uma concentração de silício no cimento 20 e/ou a formação 16, correspondente a um número e profundidade e/ou localizações na perfuração de poço 14. Uma taxa de contagem na ativação de silício gravada ou registrada pode ser construída. Ainda que as análises descrita aqui se referem à medição da concentração de silício, as análises podem se referir a qualquer número de medições, tal como concentrações de elementos incluindo ferro, oxigênio, e qualquer outro elemento capaz de ser ativado por nêutrons rápidos.

[00038] Em uma modalidade, a taxa de contagem na ativação de silício é gerada através da comparação da taxa de contagem de radioatividade natural (isto é, taxa de contagem natural) detectado pelo detector principal 34 com a radioatividade natural mais taxa de contagem de silício (isto é, de taxa de contagem de fuga) detectado pelo detector de fuga 36. Por exemplo, a taxa de contagem principal é subtraída a partir da taxa de contagem de fuga para gerar uma taxa de contagem indicativa da sílica atrás do revestimento 18 no cimento 20 e a formação 16. A taxa de contagem de silício pode ser atribuída aos anéis preenchidos de cimento com formação sílica acrescentando contagem adicional. Em outra modalidade, o detector principal é excluído, e a taxa de contagem na ativação de silício é gerada sem a contabilização da radioatividade natural.

[00039] A taxa de contagem na ativação de silício é proporcional ao volume de cimento no anel entre o revestimento 18 e a formação 16 em uma profundidade média, e pode também ser proporcional à quantidade de silício na formação 16. Variações na quantidade de silício são gravadas pela comparação com um valor de referência ou nível tal como uma referência ou taxa de contagem de base. A referência taxa de contagem pode ser taxa selecionada considerada por estar relacionada a um volume do cimento, ou pode ser baseada sobre a taxa de contagem medida na ativação de silício. Por exemplo, a referência taxa de contagem é uma média da taxa de contagem na ativação de silí-cios medido em várias profundidades ao longo da perfuração de poço 14. Por exemplo, a taxa de contagem na ativação de silício medida por várias profundidade pode estar no intervalo de entre zero e sobre 1000 unidades API. Uma queda potencialmente significativa na taxa de contagem, isto é, um vazio potencial, pode ser da ordem de sobre 100 unidades API.

[00040] Ainda que estágios 51 e 53 sejam descritos como sendo realizados separadamente, por exemplo, em execuções de registro separado, os estágios 51 e 53 podem ser realizados como uma etapa única. Por exemplo, a cadeia de perfuração de poço 12 pode inclui tanto ferramentas acústicas e nêutron, e medições acústicas e de nêutrons são realizadas durante a mesma execução do registro. Em outro exemplo, medições acústicas e de nêutrons pode ser coletada através de uma única ferramenta de sondagem 22 configurado para tomar tanto medições acústicas e de nêutrons.

[00041] No quinto estágio 55, medições a partir da ferramenta do nêutron 23 e a ferramenta acústica 37 são comparadas para avaliar o revestimento 18 e/ou o cimento 20. Por exemplo, um cimento para ligar registro é comparado a uma taxa de contagem na ativação do registro de silício para identificar porções defeituosas ou ligações ruins no cimento 20.

[00042] Em uma modalidade, avaliação inclui identificar localizações de potenciais ligações ruins a partir do cimento para ligar registro (CBL). Uma taxa de contagem na ativação do registro de silício é en- tão usada para identificar a medições da concentração de silício em localizações identificados correspondente a potencial ligação ruim localizada a partir do CBL. Inspeção das medições da concentração de silício nas localizações identificadas pode ser utilizada para determinar se a indicação da potencial ligação ruim é um micro anel (uma lacuna mínima que não tem um efeito significativo sobre a integridade do revestimento /cimento) ou é realmente um vazio ou outra porção defeituosa no cimento 20.

[00043] A taxa de contagem na ativação de silícios nas localizações identificadas é analisada para determinar sem um desvio significativo na taxa de contagem na ativação de silício ocorreu na localização, que indicaria a presença de uma porção defeituosa. Em uma modalidade, um desvio significativo é selecionado como uma queda na taxa de contagem na ativação de silício para um nível abaixo de um nível base ou referência, tal como um valor de contagem de ativação de silício médio. Se a taxa de contagem na ativação de silício em uma localização identificada expõe um desvio significativo, a mudança na composição em que a localização é considerada para ser indicativa de um vazio no cimento atrás do revestimento, em contraste com apenas um micro anel.

[00044] Alternativamente, se a taxa de contagem na ativação de silício está dentro de uma variedade selecionado a partir do nível de referência, a "potencial" ligação ruim é considerada para se apenas um micro anel ou outras características insignificantes, que não exigem qualquer mediação ou medida corretiva.

[00045] No sexto estágio 56, se uma ligação ruim ou vazia é identificada, medidas corretivas são empregadas para reparar uma ligação ruim. Exemplos de tais medidas corretivas incluem cimentados de reparação convencional tal como pressão cimentada.

[00046] Figuras 5A e 5B ilustram um exemplo de um registro acús- tico 60 e um registro de nêutron pulsado 62 que podem ser utilizados no método 50. O registro acústico neste exemplo é um CBL mostrando valores de atenuação acústicos. Regiões 64 e 66 são mostradas no registro acústico 60 como sendo potenciais ligações ruins, devido a uma queda na atenuação nestas regiões. Comparação da contagem de ativação do silício a partir do registro de nêutron pulsado 62 nas localizações correspondentes às regiões 64 e 66 mostra uma queda na contagem de ativação do silício apenas na região 64, e assim apenas a região 64 é identificada como uma porção defeituosa. Assim, a utilização de ambos o registro acústico 60 e o registro de nêutron pulsado 62 como descrito nos métodos acima fornece uma identificação mais precisa de porções de cimento defeituosa atual.

[00047] Os aparelhos e métodos descritos aqui têm várias vantagens sobre os aparelhos e técnicas da técnica anterior. Os aparelhos e métodos permitem detecção precisa de ligações ruins no invólucro das perfurações de poço, e também permitem efetiva diferenciação entre micro anéis que não afeta significativamente a integridade da ligação revestimento /cimento a partir de vazios ou áreas de cimento fino que compromete a estabilidade hidráulica. Além disso, os aparelhos e métodos descritos aqui eliminam a necessidade de empregar medidas de reparação desnecessárias nas regiões de revestimento que podem ter micro anéis hidraulicamente insignificante.

[00048] Além disso, os aparelhos e métodos fornecem uma técnica simplificada para detecção de ligações ruins. Por exemplo, alguns métodos da técnica anterior para identificar ligações ruins incluem desempenho de uma primeira execução de registro acústico na perfuração de poço em uma primeira pressão hidrostática, seguido pela introdução de fluido adicional na perfuração de poço em uma segunda pressão hidrostática maior suficiente para aplicar a pressão e reduzir ou eliminar o micro anel ou outras lacunas no cimento. Uma segunda execução de registro acústico é realizada enquanto a perfuração de poço está sob a segunda pressão hidrostática. Os sinais para as execuções de registro primeiro e segundo são comparados para identificar micro anel ou outras localizações inconsistentes que mostram uma melhoria significativa em amplitude de sinais entre correspondente primeiro e segundo sinal acústico. Os aparelhos e métodos descritos aqui não exigem tais técnicas de pressurização para identificar ligações ruins.

[00049] Na conexão com os ensinamentos aqui, várias análises e/ou componentes analíticos podem ser usados, incluindo sistemas digitais e analógicos. O sistema pode ter componentes tal como um processador, meio de armazenamento, memória, entrada, saída, ligações de comunicação (com fio, sem fio, lama pulsada, óptica ou outro), interfaces de usuários, programas de software, processadores de sinal (digital ou analógico) e outros tais componentes (tal como resistores, capacitores, indutores e outros) para fornecer para operação e análises dos aparelhos e métodos descritos aqui em qualquer de diversas maneiras bem apreciado na técnica. É considerado que estes ensinamentos podem ser, mas necessita não ser, implementado em conjunto com um conjunto de instruções executáveis de computador armazenadas sobre um meio legível de computador, incluindo memória (ROMs, RAMs), óptica (CD-ROMs), ou magnético (discos, discos rígidos), ou qualquer outro tipo que quando executado faz com que um computador implemente o método da presente invenção. Estas instruções podem fornecer para operação do equipamento, controle, coleta de dados e análises e outra funções julgadas relevantes para um sistema projetado, proprietário, usuário ou outro pessoal, além disso, às funções descritas nesta descrição.

[00050] Um especialista na técnica reconhecerá que os vários componentes ou tecnologias podem fornecer certas funcionalidades ne- cessárias ou benéficas ou características. Desta maneira, estas funções e características como pode ser necessário no suporte da reivindicação anexada e variações do mesmo, são reconhecidos como sendo naturalmente incluído como uma parte dos ensinamentos aqui e uma parte da descrição da invenção.

[00051] Enquanto a invenção tem sido descrita com referência às modalidades exemplares, será entendido por aqueles especialistas na técnica em que várias mudanças podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos por elementos do mesmo sem afastamento do escopo da invenção. Além disso, muitas modificações serão apreciadas por aqueles especialistas na técnica para adaptar um instrumento particular, situação ou material para os ensinamentos da invenção sem afastamento a partir do escopo essencial do mesmo. Por esse motivo, é entendida que a invenção não se limita a descrição da modalidade particular como um melhor modo contemplado para realizar esta invenção.

REIVINDICAÇÕES

Claims (20)

1. Método de avaliação de um furo de poço (14) revestido em uma formação terrestre (16), caracterizado por compreender: emissão de pelo menos um sinal acústico no furo de poço (14) através de uma fonte acústica e detecção de um sinal acústico de retorno através de um sensor acústico, em que o furo de poço (14) inclui um revestimento (18) e um material de suporte de revestimento (20) disposto entre o revestimento (18) e uma parede do furo de poço (14); o pelo menos um sinal acústico configurado para indicar uma localização de um espaço vazio no material de suporte do revestimento, sendo o espaço um dos seguintes: um espaço anular formado entre o revestimento e a parede do poço que é insignificante em relação à integridade de uma vedação hidráulica formada entre o caixa e o material de suporte da caixa e um espaço vazio que pode comprometer a integridade do selo hidráulico; emissão de um fluxo de nêutrons através de uma fonte de nêutrons (32) no furo de poço (14) e detecção de um sinal de radiação através de um detector de radiação, em que o sinal de radiação inclui radiação gama induzida resultante de interações de nêutrons e indicação de características do material de suporte de revestimento (20); e identificar se o espaço vazio no material de suporte do revestimento (20) é um espaço anular que é insignificante em relação à integridade da vedação hidráulica ou se a folga é um vazio que pode comprometer a integridade da vedação hidráulica, com base no sinal acústico de retorno e no sinal de radiação.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a característica é indicativa de uma porção defeituosa da porção de suporte do material de revestimento.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que identificar a característica inclui: análise do sinal acústico de retorno para estimar a localização de uma folga no material de suporte de revestimento (20); análise do sinal de radiação para estimar uma concentração de um constituinte do material de suporte de revestimento (20); e identificação se a folga é uma porção defeituosa no suporte de revestimento (18) com base na concentração do constituinte na localização.

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a análise do sinal acústico de retorno inclui cálculo de pelo menos um de uma amplitude e uma atenuação do sinal acústico de retorno e correlação de pelo menos uma amplitude e a atenuação para uma localização no furo de poço (14).

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a análise do sinal acústico de retorno inclui comparação de pelo menos uma dentre a amplitude e a atenuação para um valor de referência.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a análise do sinal acústico de retorno inclui identificação da folga se pelo menos uma entre a amplitude e a atenuação é maior do que o valor de referência.

7. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a radiação inclui radiação gama natural, e avaliação do sinal de radiação inclui subtração da radiação gama natural a partir da radiação gama induzida.

8. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o constituinte é selecionado a partir de pelo menos um silício, oxigênio, ferro, e qualquer elemento capaz de ser ativado por nêutrons rápidos.

9. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a identificação se a folga é uma porção defeituosa inclui: determinar que a folga não é uma porção defeituosa se a concentração do constituinte for igual ou superior a um valor de referência na localização; e determinar que a folga é uma porção defeituosa se a concentração do constituinte for inferior a um valor de referência na localização.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o fluxo de nêutrons é emitido e o sinal de radiação é detectado em uma pluralidade de localizações, e o valor de referência é uma concentração média de constituinte sobre a pluralidade de localizações.

11. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a análise do sinal de radiação inclui a medição de uma contagem de radiação correspondente a um constituinte selecionado e a correlação da contagem de radiação a uma localização no furo de poço (14).

12. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a localização é pelo menos uma de uma profundidade de poço e uma localização circunferencial de poço.

13. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material de suporte de revestimento é um material de cimento.

14. Método de avaliação de um furo de poço (14) revestido em uma formação terrestre (16), caracterizado por compreender: disposição de um dispositivo de medição acústica (37) no furo de poço (14) revestido, em que o furo de poço (14) inclui um revestimento (18) e um material de suporte de revestimento (20) disposto entre o revestimento (18) e uma parede do furo de poço (14), em que o dispositivo de medição acústica (37) inclui pelo menos uma fon- te acústica e pelo menos um receptor acústico; emissão de um sinal acústico no furo de poço (14) em uma pluralidade de localizações e detecção de um sinal acústico de retorno em cada uma da pluralidade de localizações; geração de um registro acústico que inclui uma pluralidade de amplitudes de sinal de retorno, em que cada amplitude de sinal de retorno se correlaciona com uma localização respectiva; identificação de uma localização da folga no material de suporte de revestimento (20) através da comparação de pelo menos uma dentre uma amplitude e uma atenuação de cada amplitude de sinal de retorno para um valor de referência, o espaço sendo um dos seguintes: um espaço anular formado entre o revestimento e a parede do poço que é insignificante em relação à integridade de uma vedação hidráulica formada entre o revestimento e o material de suporte do revestimento e um espaço vazio que pode comprometer a integridade da vedação hidráulica; disposição de um dispositivo de medição de nêutrons (23) no furo de poço (14) revestido, em que o dispositivo de medição de nêutrons (23) inclui pelo menos uma fonte de nêutrons (32) e pelo menos um detector de raio gama; emissão de um fluxo de nêutrons no furo de poço (14) na pluralidade de localizações e detecção de um sinal de radiação em cada uma das pluralidades de localizações, em que o sinal de radiação inclui radiação gama induzida resultante de interações de nêutrons; geração de um registro de nêutrons que inclui uma pluralidade de contagens de radiação, cada contagem de radiação correspondente a uma concentração de constituintes em cada uma da pluralidade de localizações; determinação da contagem de radiação na localização da folga e comparação da contagem de radiação na localização da folga com uma contagem de radiação de referência; e identificação com base na comparação se o espaço é um espaço anular formado entre o revestimento e a parede do poço que é insignificante em relação à integridade da vedação hidráulica formada entre o revestimento e o material de suporte do revestimento, ou se o espaço é um vazio que pode comprometer o vedante hidráulico.

15. Método, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o componente é silício.

16. Método, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a contagem de radiação de referência é uma contagem de radiação média sobre a pluralidade de localizações.

17. Aparelho para avaliar um furo de poço (14) revestido em uma formação terrestre (16), caracterizado por compreender: um dispositivo de medição acústica (37) configurado para estar disposto no furo de poço (14) revestido e incluindo pelo menos uma fonte acústica configurada para permitir pelo menos um sinal acústico no furo de poço (14) e pelo menos um sensor acústico configurado para detectar um sinal acústico de retorno, furo de poço (14) incluindo um revestimento (18) e um material de suporte de revestimento (20) disposto entre o revestimento (18) e uma parede do furo de poço (14); um dispositivo de medição de nêutrons (23) configurado para ser disposto no furo de poço (14) revestido e que inclui pelo menos uma fonte de nêutrons (32) configurada para emitir um fluxo de nêutrons no furo de poço (14) e pelo menos um detector de radiação configurado para detectar um sinal de radiação, o sinal de radiação incluindo radiação gama induzida resultante de interações de nêutrons; e pelo menos um processador (30) configurado para receber pelo menos um sinal acústico de retorno, analisar o sinal acústico de retorno para estimar a localização de uma folga no material de suporte de revestimento (20), o espaço sendo um dos seguintes: um espaço anular formado entre o revestimento e a parede do poço que é insignificante em relação à integridade de uma vedação hidráulica formada entre o revestimento e o material de suporte do revestimento e um espaço vazio que pode comprometer a integridade da vedação hidráulica, analisar o sinal de radiação para estimar a concentração de um constituinte do material de suporte de revestimento (20), e identificar com base no sinal de radiação se a folga é um espaço anular formado entre o revestimento e a parede do poço que é insignificante em relação à integridade da vedação hidráulica formada entre a cobertura e o material de suporte da cobertura, ou se a folga é um vazio que pode comprometer a vedação hidráulica.

18. Aparelho, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que pelo menos um detector de radiação inclui um detector principal (34) configurado para detectar um sinal de radiação natural incluindo radiação gama natural, e um detector secundário (36) configurado para detectar um sinal de ativação de nêutron induzido que inclui tanto radiação gama natural e radiação gama induzida.

19. Aparelho, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que pelo menos um processador (30) é configurado para estimar a concentração do constituinte através da comparação do sinal de radiação natural e o sinal de ativação de nêutron induzido por nêutron .

20. Aparelho, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de medição acústica e o dispositivo de medição de nêutrons são incorporados em um único transportador.