BR112020014055B1

BR112020014055B1 - METHOD E, SYSTEM FOR INSPECTING A WELL HOLE

Info

Publication number: BR112020014055B1
Application number: BR112020014055-4A
Authority: BR
Inventors: Graham P. Jack
Original assignee: Halliburton Energy Services, Inc.
Priority date: 2018-02-08
Filing date: 2018-12-17
Publication date: 2023-09-05

Abstract

Um método para inspecionar um furo de poço. O método pode incluir induzir um pulso de pressão transitório no furo de poço por meio de um gerador de pulso de pressão transitório. O método pode ainda incluir medir um traço de pressão do pulso de pressão transitório usando um sensor de pressão próximo ao gerador de pulso de pressão transitório. O método também pode incluir medir uma reflexão de assinatura retornada do pulso de pressão transitório usando o sensor de pressão. O método pode ainda incluir a comparação do rastreamento de pressão e a reflexão de assinatura retornada para determinar pelo menos um de um tipo de barreira de fluxo ou uma condição da barreira de fluxo.A method for inspecting a wellbore. The method may include inducing a transient pressure pulse in the wellbore by means of a transient pressure pulse generator. The method may further include measuring a pressure trace of the transient pressure pulse using a pressure sensor proximate to the transient pressure pulse generator. The method may also include measuring a signature reflection returned from the transient pressure pulse using the pressure sensor. The method may further include comparing the pressure trace and the returned signature reflection to determine at least one of a flow barrier type or a flow barrier condition.

Description

FUNDAMENTALS

[001] Esta seção se destina a fornecer informação de base relevante para facilitar uma melhor compreensão dos vários aspectos das modalidades descritas. Por conseguinte, deve ser entendido que estas declarações serão lidas sob esta luz, e não como admissões de estado da técnica.[001] This section is intended to provide relevant background information to facilitate a better understanding of the various aspects of the described embodiments. Therefore, it should be understood that these statements will be read in this light, and not as admissions of prior art.

[002] Os furos de poço para a extração de hidrocarbonetos e outros recursos subterrâneos aumentam em complexidade há muitos anos. Novas técnicas para a extração dos recursos envolvem o uso de várias ferramentas, fluidos, tampões, coluna de tubulação e outras adições ao furo de poço para aumentar a produtividade. Com o aumento da complexidade, a importância das informações sobre o estado de fundo de poço do furo de poço também aumenta. Mudar as condições do poço, no entanto, significa que uma única medição das características do furo de poço não permanecerá relevante para a vida útil do furo de poço. Linhas de fluxo de fluidos, como tubulações de produção de hidrocarbonetos, linhas de água ou tubulações, podem enfrentar várias barreiras de fluxo devido aos tipos de fluidos ou às ferramentas colocadas na linha de fluxo. Uma válvula presa, um acúmulo de cera ou outra barreira ao fluxo pode diminuir a produtividade sem fornecer uma indicação clara da localização ou extensão do problema para os operadores na superfície. Adicionalmente, o furo de poço pode ser propositalmente bloqueado como parte dos procedimentos de abandono que ocorrem depois que o poço não é mais econômico para manutenção.[002] Well holes for the extraction of hydrocarbons and other underground resources have increased in complexity for many years. New techniques for extracting resources involve the use of various tools, fluids, plugs, string tubing and other additions to the wellbore to increase productivity. As complexity increases, the importance of information about the downhole state of the wellbore also increases. Changing well conditions, however, means that a single measurement of wellbore characteristics will not remain relevant to the life of the wellbore. Fluid flow lines, such as hydrocarbon production pipelines, water lines, or pipelines, can face various flow barriers due to the types of fluids or tools placed in the flow line. A stuck valve, wax buildup or other barrier to flow can decrease productivity without providing a clear indication of the location or extent of the problem to operators on the surface. Additionally, the wellbore may be purposely blocked as part of abandonment procedures that occur after the well is no longer economical to maintain.

[003] As barreiras de fluxo dentro do furo de poço podem ser inspecionadas com execuções de perfilagem por cabo de aço, cabo liso ou tubulação, mas esses métodos podem ser demorados e dispendiosos. O equipamento usado para realizar as execuções é caro para alugar, e o furo de poço não pode produzir nenhum fluido de produção enquanto a execução de perfilagem está ocorrendo. Os custos associados a essas técnicas levaram à instalação permanente de medidores que monitoram pressão, temperatura ou outras condições que podem permitir aos operadores localizar uma barreira de fluxo ou determinar a extensão de um único local. A menos que vários medidores permanentes sejam instalados em todo o furo de poço, no entanto, uma imagem completa da condição do furo de poço não estará disponível.[003] Flow barriers within the wellbore can be inspected with wire rope, smooth cable or pipe logging runs, but these methods can be time-consuming and expensive. The equipment used to perform the runs is expensive to rent, and the wellbore cannot produce any production fluids while the logging run is taking place. The costs associated with these techniques have led to the permanent installation of gauges that monitor pressure, temperature or other conditions that can allow operators to locate a flow barrier or determine the extent of a single location. Unless multiple permanent gauges are installed throughout the wellbore, however, a complete picture of the wellbore condition will not be available.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[004] As modalidades da invenção são descritas com referência às figuras a seguir. Os mesmos números são usados em todas as figuras para fazer referência a características e componentes. As características representadas nas figuras não estão necessariamente mostradas em escala. Certas características das modalidades podem ser mostradas exageradas em escala ou de forma um tanto esquemática e alguns detalhes de elementos podem não ser mostrados no interesse de clareza e concisão.[004] Embodiments of the invention are described with reference to the following figures. The same numbers are used in all figures to refer to features and components. The characteristics represented in the figures are not necessarily shown to scale. Certain features of the embodiments may be shown exaggerated in scale or in a somewhat schematic manner and some details of elements may not be shown in the interest of clarity and brevity.

[005] A FIG. 1 é um diagrama esquemático de um sistema de poço, de acordo com uma ou mais modalidades; A FIG. 2 é um diagrama esquemático do sistema de inspeção de furo de poço da FIG. 1; A FIG. 3 é um gráfico de uma forma de onda, de acordo com uma ou mais modalidades; e A FIG. 4 é um gráfico de um perfil de pressão.[005] FIG. 1 is a schematic diagram of a well system, in accordance with one or more embodiments; FIG. 2 is a schematic diagram of the wellbore inspection system of FIG. 1; FIG. 3 is a graph of a waveform, according to one or more embodiments; and FIG. 4 is a graph of a pressure profile.

DETAILED DESCRIPTION

[006] A presente divulgação fornece um sistema de inspeção de furo de poço que é capaz de determinar a localização e a estabilidade de uma barreira de fluxo de fundo de poço com um alto grau de precisão.[006] The present disclosure provides a wellbore inspection system that is capable of determining the location and stability of a downhole flow barrier with a high degree of accuracy.

[007] Um furo de poço principal pode, em alguns casos, ser formado em uma orientação substancialmente vertical em relação a uma superfície do poço, e um furo de poço lateral pode, em alguns casos, ser formado em uma orientação substancialmente horizontal em relação à superfície do poço. No entanto, a referência neste documento ao furo de poço principal ou ao furo de poço lateral não pretende implicar nenhuma orientação específica, e a orientação de cada um desses furos de poço pode incluir porções verticais, não verticais, horizontais ou não horizontais. Além disso, o termo "furo acima" refere-se a uma direção que está em direção à superfície do poço, enquanto o termo "fundo de poço"refere-se a uma direção que está afastada da superfície do poço.[007] A main wellbore may, in some cases, be formed in a substantially vertical orientation with respect to a well surface, and a side wellbore may, in some cases, be formed in a substantially horizontal orientation with respect to to the surface of the well. However, reference in this document to the main wellbore or side wellbore is not intended to imply any specific orientation, and the orientation of each such wellbore may include vertical, non-vertical, horizontal or non-horizontal portions. Furthermore, the term "uphole" refers to a direction that is toward the surface of the well, while the term "downhole" refers to a direction that is away from the surface of the well.

[008] A FIG. 1 é um diagrama esquemático que representa um sistema de poço 100, de acordo com uma ou mais modalidades. O sistema de poço 100 pode incluir componentes localizados abaixo da superfície 102 em um furo de poço 118 de uma operação em terra. Em certas modalidades, o sistema de poço 100 pode estar localizado off-shore, com estruturas de sonda que se estendem a partir do fundo do mar. O sistema de poço 100 pode incluir um alojamento de cabeça de poço de alta pressão, ou "cabeça de poço"104 localizado acima dos componentes de fundo de poço (não desenhados em escala) que são instalados ao longo de vários estágios de completação. Por exemplo, a modalidade ilustrada do sistema de poço 100 inclui três camadas de revestimento 106 que são fixadas no lugar pelo cimento 108.[008] FIG. 1 is a schematic diagram representing a well system 100, in accordance with one or more embodiments. The well system 100 may include components located below the surface 102 in a wellbore 118 of an onshore operation. In certain embodiments, the well system 100 may be located off-shore, with probe structures extending from the seabed. The well system 100 may include a high-pressure wellhead housing, or "wellhead" 104 located above downhole components (not drawn to scale) that are installed throughout various stages of completion. For example, the illustrated embodiment of well system 100 includes three layers of casing 106 that are secured in place by cement 108.

[009] A cabeça de poço 104 está conectada à tubulação de produção 122 que se estende até as zonas de produção 112, 114. A tubulação de produção 122 pode incluir perfurações 110 que permitem que o fluido de produção flua para a tubulação de produção e até a superfície 102. A tubulação de produção pode incluir uma barreira de fluxo 116 que corta ou restringe o fluxo de fluido das zonas de produção 112, 114 para a superfície 102. A barreira de fluxo 116 pode ser propositalmente colocada dentro do furo de poço 118 (por exemplo, um tampão, packer, tampão de ponte, tampão de cimento ou cimento usado para reter o revestimento) como parte da completação do furo de poço 118, tratamento do furo de poço 118, ou procedimentos de tamponamento e abandono. A barreira de fluxo 116 também pode ser um acúmulo ou tamponamento dentro do furo de poço 118, uma ferramenta de fundo de poço, como uma válvula ou uma interface entre diferentes fluidos. Por exemplo, a interface entre diferentes fluidos pode ser uma interface líquido/líquido entre dois líquidos diferentes dentro do furo de poço 118, uma interface líquido/gás, como uma bolsa de gás, dentro do furo de poço 118.[009] Wellhead 104 is connected to production tubing 122 that extends to production zones 112, 114. Production tubing 122 may include perforations 110 that allow production fluid to flow into the production tubing and to the surface 102. The production piping may include a flow barrier 116 that cuts off or restricts the flow of fluid from the production zones 112, 114 to the surface 102. The flow barrier 116 may be purposefully placed within the wellbore 118 (e.g., a plug, packer, bridge plug, cement plug, or cement used to retain casing) as part of wellbore completion 118, wellbore treatment 118, or plugging and abandonment procedures. The flow barrier 116 may also be a buildup or plug within the wellbore 118, a downhole tool such as a valve, or an interface between different fluids. For example, the interface between different fluids may be a liquid/liquid interface between two different liquids within the wellbore 118, a liquid/gas interface, such as a gas pocket, within the wellbore 118.

[0010] O sistema de poço 100 também inclui um sistema de inspeção de furo de poço 120 para determinar a localização e/ou informações de estabilidade sobre a barreira de fluxo 116. O sistema de inspeção de furo de poço 118 inclui uma válvula (não mostrada) localizada dentro da cabeça de poço 104 e um sensor de pressão (não mostrado) localizado imediatamente a montante ou a jusante da válvula para permitir a medição precisa de um traço de pressão de um pulso de pressão transiente gerado por um válvula localizada dentro da cabeça de poço 104 e a reflexão de assinatura retornada do pulso de pressão transiente, como é refletido fora da barreira de fluxo 116 ou do fundo do furo de poço 118. Se o pulso de pressão transiente é refletido fora da barreira de fluxo 116 ou do fundo do furo de poço 118 depende do tipo de barreira de fluxo 116 dentro do furo de poço 118. Uma interface de fluido, como uma interface líquido/líquido ou uma interface líquido/gás, um acúmulo ou uma tamponamento parcial altera o comprimento de onda e/ou a amplitude do pulso de pressão transiente, mas, de outro modo, permite que o pulso de pressão transiente passe. Um packer, tampão, dispositivo de isolamento ou cimento refletirá o pulso de pressão transiente, além de alterar o comprimento de onda e/ou a amplitude do pulso de pressão transiente, impedindo que o pulso de pressão transiente viaje ainda mais no fundo do poço. Deve ser compreendido que o pulso de pressão transiente pode alternativamente ser gerado usando uma variedade de componentes. Como um exemplo não limitativo, o pulso de pressão transiente também pode ser gerado desligando uma bomba que está conectada à cabeça de poço 104 e/ou furo de poço 118 ou fechando uma válvula localizada dentro do furo de poço 118.[0010] The wellbore system 100 also includes a wellbore inspection system 120 to determine the location and/or stability information about the flow barrier 116. The wellbore inspection system 118 includes a valve (not shown) located within the wellhead 104 and a pressure sensor (not shown) located immediately upstream or downstream of the valve to allow accurate measurement of a pressure trace from a transient pressure pulse generated by a valve located within the wellhead 104 and the signature reflection returned from the transient pressure pulse, as it is reflected off the flow barrier 116 or the bottom of the wellbore 118. If the transient pressure pulse is reflected off the flow barrier 116 or the bottom of the wellbore 118 depends on the type of flow barrier 116 within the wellbore 118. A fluid interface, such as a liquid/liquid interface or a liquid/gas interface, an accumulation or a partial plugging changes the wavelength and/or the amplitude of the transient pressure pulse, but otherwise allows the transient pressure pulse to pass. A packer, plug, isolation device, or cement will reflect the transient pressure pulse as well as alter the wavelength and/or amplitude of the transient pressure pulse, preventing the transient pressure pulse from traveling further downhole. It should be understood that the transient pressure pulse can alternatively be generated using a variety of components. As a non-limiting example, the transient pressure pulse may also be generated by turning off a pump that is connected to the wellhead 104 and/or wellbore 118 or closing a valve located within the wellbore 118.

[0011] Em algumas modalidades, o sistema de inspeção de furo de poço 120 pode utilizar um pulso acústico gerado por uma fonte acústica (não mostrada) em vez de um pulso de pressão transiente. Em tais modalidades, um sensor acústico (não mostrado) substitui o sensor de pressão e mede um traço acústico quando o pulso acústico é gerado e mede a reflexão de assinatura de retorno do pulso acústico conforme ele é refletido na barreira de fluxo 116 ou no fundo do furo de poço 118. Semelhante ao gerador de pulso de pressão transiente e ao sensor de pressão, a fonte acústica e o sensor acústico podem estar localizados na superfície 102 ou dentro do furo de poço 118 e o sensor acústico está localizado imediatamente a montante ou a jusante da fonte acústica.[0011] In some embodiments, the wellbore inspection system 120 may utilize an acoustic pulse generated by an acoustic source (not shown) instead of a transient pressure pulse. In such embodiments, an acoustic sensor (not shown) replaces the pressure sensor and measures an acoustic trace as the acoustic pulse is generated and measures the return signature reflection of the acoustic pulse as it is reflected from the flow barrier 116 or the bottom. of the wellbore 118. Similar to the transient pressure pulse generator and pressure sensor, the acoustic source and acoustic sensor may be located at the surface 102 or within the wellbore 118 and the acoustic sensor is located immediately upstream or downstream of the acoustic source.

[0012] Embora a FIG. 1 represente um sistema de poço 100 que produz petróleo e/ou gás, a presente divulgação não é, dessa forma, limitada. O sistema de inspeção de furo de poço 120 também pode ser usado para determinar a estabilidade e/ou condição do cimento usado em operações de cimentação para fixar o revestimento 106 dentro do furo de poço 118. Além disso, o sistema de inspeção de furo de poço 120 pode ser usado para determinar a estabilidade de um dispositivo de isolamento, como um tampão de fraturamento, usado durante operações de fraturamento ou injeção que ocorrem antes da produção ou o sistema de inspeção de furo de poço 120 pode ser usado durante quaisquer outras operações de fundo de poço que requerem detecção e/ou monitoramento de uma barreira de fluxo 116.[0012] Although FIG. 1 represents a well system 100 that produces oil and/or gas, the present disclosure is therefore not limited. The wellbore inspection system 120 may also be used to determine the stability and/or condition of cement used in cementing operations to secure the casing 106 within the wellbore 118. Additionally, the wellbore inspection system 120 wellbore 120 may be used to determine the stability of an isolation device, such as a frac plug, used during fracturing or injection operations that occur prior to production or the wellbore inspection system 120 may be used during any other operations downhole systems that require detection and/or monitoring of a flow barrier 116.

[0013] A FIG. 2 é um diagrama esquemático que representa o sistema de inspeção de furo de poço 120 da FIG. 1. Uma válvula 204 em comunicação fluida com o furo de poço 118 é fechada para gerar um pulso de pressão transiente no furo de poço 118. Quando se fecha, a válvula 204 interrompe qualquer fluxo de fluido que estava ocorrendo através da válvula 204, fazendo com que um pulso de pressão transiente se propague para baixo através do furo de poço 118. Como discutido anteriormente, um sensor de pressão 206, que pode incluir um manômetro ou transdutor, está localizado imediatamente a montante ou a jusante da válvula 204. O sensor de pressão 206 mede o traço de pressão do pulso de pressão transiente quando o pulso de pressão transiente é gerado e mede a reflexão de assinatura retornada do pulso de pressão transiente, conforme é refletido fora da barreira de fluxo 116 ou no fundo do furo de poço 118.[0013] FIG. 2 is a schematic diagram representing the wellbore inspection system 120 of FIG. 1. A valve 204 in fluid communication with the wellbore 118 is closed to generate a transient pressure pulse in the wellbore 118. When it closes, the valve 204 stops any fluid flow that was occurring through the valve 204, causing cause a transient pressure pulse to propagate downward through the wellbore 118. As discussed previously, a pressure sensor 206, which may include a pressure gauge or transducer, is located immediately upstream or downstream of the valve 204. The sensor pressure pulse 206 measures the pressure trace of the transient pressure pulse when the transient pressure pulse is generated and measures the signature reflection returned from the transient pressure pulse as it is reflected off the flow barrier 116 or at the bottom of the wellbore 118.

[0014] O sensor de pressão 206 envia a medição de traço de pressão e a medição de reflexão de assinatura retornada para um sistema de computador 208 que está em comunicação eletrônica com o sensor de pressão 206. O sistema de computador 208 pode incluir um ou mais processadores 210 e memória 212 (por exemplo, ROM, EPROM, EEPROM, memória flash, RAM, uma unidade de disco rígido, um disco de estado sólido, um disco óptico ou uma combinação dos mesmos) capaz de executar instruções. O software armazenado na memória 212 governa a operação do sistema de computador 208. Um usuário interage com o sistema de computador 208 e o software através de um ou mais dispositivos de entrada 214 (por exemplo, mouse, touchpad ou teclado) e um ou mais dispositivos de saída 216 (por exemplo, uma tela ou tablet). Em pelo menos uma modalidade, o sistema de computador 208, com exceção do dispositivo de entrada e dispositivo de saída, está localizado próximo ao sensor de pressão 206 e o sistema de computador 208 está em comunicação eletrônica com um dispositivo de entrada de remoção (não mostrado) e um dispositivo de saída remoto (não mostrado). Em outra modalidade, o sistema de computador 208 pode omitir o dispositivo de entrada 214 e/ou o dispositivo de saída e o sistema de computador pode ser uma parte ou estar em comunicação eletrônica com um sistema de controle (não mostrado) usado em outra parte do sistema de poço 100.[0014] The pressure sensor 206 sends the pressure trace measurement and the signature reflection measurement returned to a computer system 208 that is in electronic communication with the pressure sensor 206. The computer system 208 may include one or plus processors 210 and memory 212 (e.g., ROM, EPROM, EEPROM, flash memory, RAM, a hard disk drive, a solid state disk, an optical disk, or a combination thereof) capable of executing instructions. Software stored in memory 212 governs the operation of computer system 208. A user interacts with computer system 208 and software through one or more input devices 214 (e.g., mouse, touchpad, or keyboard) and one or more output devices 216 (e.g., a screen or tablet). In at least one embodiment, the computer system 208, with the exception of the input device and output device, is located proximate the pressure sensor 206 and the computer system 208 is in electronic communication with a removal input device (not shown) and a remote output device (not shown). In another embodiment, the computer system 208 may omit the input device 214 and/or the output device and the computer system may be a part of or in electronic communication with a control system (not shown) used elsewhere. of the 100 well system.

[0015] Como mostrado na FIG. 3, o sistema de computador 208 recebe as medições de pressão do sensor de pressão 206 e gera um gráfico de forma de onda 300 com base nas medições de pressão. O sistema de computador 208 compara a forma de onda real 302 com base nas medições tomadas pelo sensor de pressão 206 quando a válvula 204 se fecha com uma forma de onda esperada 304 que foi gerada anteriormente sob condições controladas para determinar se um pulso de pressão transiente foi induzido com sucesso pela válvula 204. Uma primeira derivada 306 da forma de onda real 302 é calculada para determinar a taxa de mudança de pressão dentro do furo de poço 118 à medida que o pulso de pressão transiente é gerado. A taxa de mudança de pressão é usada para determinar quando o pulso de pressão atingiu a velocidade do som do fluido dentro do furo de poço 118, que é a velocidade na qual um pulso de pressão viaja através do furo de poço 118. Uma segunda derivada 308 da forma de onda real 304 é calculada para determinar a amplitude e a frequência do pulso de pressão transiente induzido pela válvula 204.[0015] As shown in FIG. 3, computer system 208 receives pressure measurements from pressure sensor 206 and generates a waveform graph 300 based on the pressure measurements. The computer system 208 compares the actual waveform 302 based on measurements taken by the pressure sensor 206 when the valve 204 closes with an expected waveform 304 that was previously generated under controlled conditions to determine whether a transient pressure pulse was successfully induced by valve 204. A first derivative 306 of the actual waveform 302 is calculated to determine the rate of pressure change within the wellbore 118 as the transient pressure pulse is generated. The rate of pressure change is used to determine when the pressure pulse has reached the speed of sound of the fluid within the wellbore 118, which is the speed at which a pressure pulse travels through the wellbore 118. A second derivative 308 of the actual waveform 304 is calculated to determine the amplitude and frequency of the transient pressure pulse induced by the valve 204.

[0016] Como mostrado na FIG. 4, além de gerar o gráfico de forma de onda 300, o sistema de computador 208 gera um perfil de pressão 400. O perfil de pressão 400 foi filtrado para remover as frequências que estão fora de uma faixa que é baseada na frequência determinada pela segunda derivada 308. O perfil de pressão 400 ilustra a natureza recíproca do pulso de pressão transiente à medida que salta entre a barreira de fluxo 116 ou o fundo do furo de poço 118 e a válvula 204 que gerou o pulso de pressão transiente. Uma vez que o pulso de pressão transiente viaja a uma velocidade conhecida, a velocidade do som do fluido dentro do furo de poço, o tempo entre o traço de pressão 402 do pulso de pressão transiente e a primeira reflexão de assinatura retornada 404 do pulso de pressão transiente, ou o tempo entre reflexões consecutivas de assinatura de retorno 406, 408 pode ser usado para determinar a profundidade da barreira de fluxo 116 dentro do furo de poço 118.[0016] As shown in FIG. 4, in addition to generating the waveform graph 300, the computer system 208 generates a pressure profile 400. The pressure profile 400 has been filtered to remove frequencies that are outside a range that is based on the frequency determined by the second derivative 308. Pressure profile 400 illustrates the reciprocal nature of the transient pressure pulse as it bounces between the flow barrier 116 or the bottom of the wellbore 118 and the valve 204 that generated the transient pressure pulse. Since the transient pressure pulse travels at a known speed, the speed of sound of the fluid within the wellbore, the time between the pressure trace 402 of the transient pressure pulse and the first returned signature reflection 404 of the pressure pulse transient pressure, or the time between consecutive reflections of return signature 406, 408 can be used to determine the depth of the flow barrier 116 within the wellbore 118.

[0017] O pulso de pressão transiente também pode ser usado para determinar a condição e/ou tipo de barreira de fluxo 116 dentro do furo de poço. À medida que o pulso de pressão transiente viaja através do furo de poço 118, o pulso de pressão transiente atenua com o tempo, perdendo energia, reduzindo em amplitude e aumentando em comprimento de onda. O sistema de computador 208 calcula as perdas de energia e alterações na amplitude e comprimento de onda devido a fatores conhecidos, incluindo, mas não limitado a, atrito dentro do furo de poço 118, incluindo tanto o atrito devido ao revestimento 108 quanto o atrito devido à parede da formação. Como um exemplo não limitativo, o atrito pode ser calculado usando uma fórmula modificada da Lei de Hooke, aprimorada e validada com dados extrínsecos. Para um pulso hidrodinâmico, a teoria da velocidade restrita para fluxo transiente em um caminho anular indicou que: onde as características do furo de poço são inseridas na equação para fornecer uma modificação esperada no perfil de pressão 400. Perdas de energia e mudanças na amplitude e comprimento de onda também podem ser causadas por mudanças de temperatura dentro do furo de poço 118, mudanças no diâmetro interno do furo de poço 118 e equipamento que foi instalado anteriormente dentro do furo de poço 118. Uma vez calculadas as perdas de energia, alterações na amplitude e alterações no comprimento de onda devido a fatores conhecidos, o sistema de computador 208 pode determinar a perda de energia e alterações na amplitude e comprimento de onda do pulso de pressão transiente devido à barreira de fluxo 116, comparando o traço de pressão 402 do pulso de pressão transiente a uma ou mais reflexões de assinatura retornadas 404 do pulso de pressão transiente.[0017] The transient pressure pulse can also be used to determine the condition and/or type of flow barrier 116 within the wellbore. As the transient pressure pulse travels through wellbore 118, the transient pressure pulse attenuates over time, losing energy, reducing in amplitude, and increasing in wavelength. The computer system 208 calculates energy losses and changes in amplitude and wavelength due to known factors, including, but not limited to, friction within the wellbore 118, including both friction due to casing 108 and friction due to to the formation wall. As a non-limiting example, friction can be calculated using a modified Hooke's Law formula, improved and validated with extrinsic data. For a hydrodynamic pulse, the restricted velocity theory for transient flow in an annular path indicated that: where wellbore characteristics are entered into the equation to provide an expected modification in pressure profile 400. Energy losses and changes in amplitude and wavelength can also be caused by temperature changes within the wellbore 118, changes in inside diameter of the wellbore 118 and equipment that was previously installed within the wellbore 118. Once the energy losses, changes in amplitude, and changes in wavelength due to known factors have been calculated, the computer system 208 can determine the loss of energy and changes in the amplitude and wavelength of the transient pressure pulse due to the flow barrier 116, comparing the pressure trace 402 of the transient pressure pulse to one or more returned signature reflections 404 of the transient pressure pulse.

[0018] Uma vez que as alterações na amplitude e/ou comprimento de onda do pulso de pressão transiente devido à barreira de fluxo 116 são conhecidas, o sistema de computador 208 determina a condição e/ou tipo de barreira de fluxo 116 dentro do furo de poço. O sistema de computador 208 compara as alterações medidas em amplitude e/ou comprimento de onda com alterações conhecidas devido a diferentes tipos de barreiras de fluxo 116 e é capaz de determinar o tipo de barreira de fluxo 116, como uma interface líquido/líquido ou uma interface líquido/gás. O sistema de computador 208 também pode determinar que múltiplas barreiras de fluxo 116 estão presentes dentro do furo de poço com base na comparação entre o traço de pressão 402 do pulso de pressão transiente e as reflexões de assinatura retornadas 404 do pulso de pressão transiente.[0018] Once the changes in the amplitude and/or wavelength of the transient pressure pulse due to the flow barrier 116 are known, the computer system 208 determines the condition and/or type of flow barrier 116 within the hole of well. The computer system 208 compares the measured changes in amplitude and/or wavelength to known changes due to different types of flow barriers 116 and is capable of determining the type of flow barrier 116, such as a liquid/liquid interface or a liquid/gas interface. The computer system 208 may also determine that multiple flow barriers 116 are present within the wellbore based on comparison between the pressure trace 402 of the transient pressure pulse and the returned signature reflections 404 of the transient pressure pulse.

[0019] Se a barreira de fluxo 116 dentro do furo de poço 118 for conhecida, o sistema de computador 208 pode determinar a condição da barreira de fluxo 116. Como um exemplo não limitativo, o sistema de inspeção de furo de poço 120 pode ser usado para determinar se cimento ou outro material de tamponamento fluídica curado, como um gel, uma resina, borracha, plástico, vidro ou metais, está definido dentro do furo de poço 118. O pulso de pressão transiente é gerado por uma válvula 204, viaja no fundo do poço e é refletido pelo cimento. O sistema de computador 208 compara as medições reais da reflexão de assinatura retornada 404 do pulso de pressão transiente com uma reflexão de assinatura retornada conhecida de um pulso de pressão transiente refletindo fora do cimento curado. Se o cimento dentro do furo de poço 118 estiver curado, as medições serão semelhantes. No entanto, se o cimento não estiver curado, mais energia do pulso de pressão transiente será absorvida pelo cimento, aumentando o comprimento de onda e/ou reduzindo a amplitude do pulso de pressão transiente.[0019] If the flow barrier 116 within the wellbore 118 is known, the computer system 208 can determine the condition of the flow barrier 116. As a non-limiting example, the wellbore inspection system 120 can be used to determine whether cement or other cured fluidic plugging material, such as a gel, a resin, rubber, plastic, glass or metals, is set within the wellbore 118. The transient pressure pulse is generated by a valve 204, travels at the bottom of the well and is reflected by the cement. The computer system 208 compares actual measurements of the returned signature reflection 404 of the transient pressure pulse with a known returned signature reflection of a transient pressure pulse reflecting off the cured cement. If the cement inside wellbore 118 is cured, the measurements will be similar. However, if the cement is not cured, more energy from the transient pressure pulse will be absorbed by the cement, increasing the wavelength and/or reducing the amplitude of the transient pressure pulse.

[0020] O sistema de inspeção de furo de poço também pode ser usado para determinar a estabilidade de uma barreira de fluxo 116. Ao determinar a estabilidade da barreira de fluxo 116, um primeiro pulso de pressão transiente é gerado para criar um perfil de pressão de linha de base 400. Uma vez que o pulso de pressão transiente e a reflexão de assinatura retornada atenuam, um segundo pulso de pressão transiente é gerado para criar um segundo perfil de pressão 400. Se a barreira de fluxo 116 estiver estável dentro do furo de poço 118, a posição da barreira de fluxo 116 não será alterada e a barreira de fluxo 116 não absorverá energia adicional do pulso de pressão transiente, resultando no segundo perfil de pressão 400 sendo substancialmente semelhante ao perfil de pressão da linha de base 400. No entanto, se a barreira de fluxo 116 não estiver estável, o pulso de pressão transiente causará movimento da barreira de fluxo 116 ainda no fundo do poço e a barreira de fluxo 116 pode absorver energia adicional do pulso de pressão transiente, resultando em um segundo perfil de pressão que é diferente do perfil de pressão da linha de base. Um ou ambos os pulsos de pressão transientes também podem ser utilizados para determinar a localização da barreira de fluxo 116 dentro do furo de poço 118.[0020] The wellbore inspection system can also be used to determine the stability of a flow barrier 116. When determining the stability of the flow barrier 116, a first transient pressure pulse is generated to create a pressure profile of baseline 400. Once the transient pressure pulse and the returned signature reflection attenuate, a second transient pressure pulse is generated to create a second pressure profile 400. If the flow barrier 116 is stable within the hole well 118, the position of the flow barrier 116 will not change and the flow barrier 116 will not absorb additional energy from the transient pressure pulse, resulting in the second pressure profile 400 being substantially similar to the baseline pressure profile 400. However, if the flow barrier 116 is not stable, the transient pressure pulse will cause movement of the flow barrier 116 while still downhole and the flow barrier 116 may absorb additional energy from the transient pressure pulse, resulting in a second pressure profile that is different from the baseline pressure profile. One or both of the transient pressure pulses may also be used to determine the location of the flow barrier 116 within the wellbore 118.

[0021] Certas modalidades da invenção divulgada podem incluir um método para inspecionar um furo de poço. O método pode incluir induzir um pulso de pressão transiente no furo de poço por meio de um gerador de pulso de pressão transiente. O método pode ainda incluir medir um traço de pressão do pulso de pressão transiente usando um sensor de pressão próximo ao gerador de pulso de pressão transiente. O método também pode incluir medir uma reflexão de assinatura retornada do pulso de pressão transiente usando o sensor de pressão. O método pode ainda incluir a comparação do rastreamento de pressão e a reflexão de assinatura retornada para determinar pelo menos um de um tipo de barreira de fluxo ou uma condição da barreira de fluxo.[0021] Certain embodiments of the disclosed invention may include a method for inspecting a wellbore. The method may include inducing a transient pressure pulse in the wellbore via a transient pressure pulse generator. The method may further include measuring a pressure trace of the transient pressure pulse using a pressure sensor proximate to the transient pressure pulse generator. The method may also include measuring a signature reflection returned from the transient pressure pulse using the pressure sensor. The method may further include comparing the pressure trace and the returned signature reflection to determine at least one of a flow barrier type or a flow barrier condition.

[0022] Em certas modalidades do método, comparar o traço de pressão e a reflexão de assinatura retornada para determinar pelo menos um do tipo de barreira de fluxo ou a condição da barreira de fluxo também pode incluir a determinar uma condição de uma barreira de fluxo compreendendo um material de tamponamento fluídico curado.[0022] In certain embodiments of the method, comparing the pressure trace and the returned signature reflection to determine at least one of the type of flow barrier or condition of the flow barrier may also include determining a condition of a flow barrier comprising a cured fluidic buffer material.

[0023] Em certas modalidades do método, a barreira de fluxo compreende cimento e a determinação de uma condição de uma barreira de fluxo também pode incluir um material de tamponamento fluídico curado que compreende determinar se o cimento curou.[0023] In certain embodiments of the method, the flow barrier comprises cement and determining a condition of a flow barrier may also include a cured fluidic buffer material comprising determining whether the cement has cured.

[0024] Em certas modalidades do método, comparar o traço de pressão e a reflexão de assinatura retornada para determinar pelo menos um de um tipo de barreira de fluxo ou uma condição da barreira de fluxo também pode incluir determinar se a barreira de fluxo é uma interface líquido/líquido ou uma interface líquido/gás.[0024] In certain embodiments of the method, comparing the pressure trace and the returned signature reflection to determine at least one of a type of flow barrier or a condition of the flow barrier may also include determining whether the flow barrier is a liquid/liquid interface or a liquid/gas interface.

[0025] Em certas modalidades do método, determinar se a barreira do fluxo é uma interface líquido/líquido ou uma interface líquido/gás também pode incluir determinar se a barreira do fluxo compreende mais de uma interface líquido/líquido ou interface líquido/gás.[0025] In certain embodiments of the method, determining whether the flow barrier is a liquid/liquid interface or a liquid/gas interface may also include determining whether the flow barrier comprises more than one liquid/liquid interface or liquid/gas interface.

[0026] Em certas modalidades do método, o método também pode incluir a comparação do traço de pressão e a reflexão de assinatura retornada para determinar uma profundidade da barreira de fluxo.[0026] In certain embodiments of the method, the method may also include comparing the pressure trace and the returned signature reflection to determine a depth of the flow barrier.

[0027] Em certas modalidades do método, o método também pode incluir o posicionamento do gerador de pulso de pressão transiente dentro do furo de poço.[0027] In certain embodiments of the method, the method may also include positioning the transient pressure pulse generator within the wellbore.

[0028] Em certas modalidades do método, o método também pode incluir o posicionamento do gerador de pulso de pressão transiente na superfície.[0028] In certain embodiments of the method, the method may also include positioning the transient pressure pulse generator on the surface.

[0029] Certas modalidades da invenção divulgada podem incluir um método para inspecionar um furo de poço. O método pode incluir induzir um primeiro pulso de pressão transiente no furo de poço por meio de um gerador de pulso de pressão transiente. O método também pode incluir medir um traço de pressão do primeiro pulso de pressão transiente usando um sensor de pressão próximo ao gerador de pulso de pressão transiente. O método pode incluir ainda medir uma reflexão de assinatura retornada do primeiro pulso de pressão transiente usando o sensor de pressão. O método também pode incluir induzir um segundo pulso de pressão transiente no furo de poço por meio do gerador de pulso de pressão transiente. O método pode ainda incluir medir um traço de pressão do segundo pulso de pressão transiente usando o sensor de pressão. O método também pode incluir medir uma reflexão de assinatura retornada do segundo pulso de pressão transiente usando o sensor de pressão. O método pode ainda incluir a comparação dos traços de pressão dos primeiro e segundo pulsos de pressão transientes e as reflexões de assinatura retornadas dos primeiro e segundo pulsos de pressão transientes para determinar a estabilidade de um dispositivo de isolamento.[0029] Certain embodiments of the disclosed invention may include a method for inspecting a wellbore. The method may include inducing a first transient pressure pulse in the wellbore via a transient pressure pulse generator. The method may also include measuring a pressure trace of the first transient pressure pulse using a pressure sensor proximate to the transient pressure pulse generator. The method may further include measuring a signature reflection returned from the first transient pressure pulse using the pressure sensor. The method may also include inducing a second transient pressure pulse in the wellbore via the transient pressure pulse generator. The method may further include measuring a pressure trace of the second transient pressure pulse using the pressure sensor. The method may also include measuring a signature reflection returned from the second transient pressure pulse using the pressure sensor. The method may further include comparing the pressure traces of the first and second transient pressure pulses and the signature reflections returned from the first and second transient pressure pulses to determine the stability of an isolation device.

[0030] Em certas modalidades do método, o dispositivo de isolamento pode ser seletivamente ajustável entre uma posição aberta e uma posição fechada e o método pode incluir ainda comparar pelo menos um dos primeiros traços de pressão ou o segundo traço de pressão e a respectiva reflexão de assinatura retornada para determinar a posição do dispositivo de isolamento.[0030] In certain embodiments of the method, the isolation device may be selectively adjustable between an open position and a closed position and the method may further include comparing at least one of the first pressure traces or the second pressure trace and the respective reflection of signature returned to determine the position of the isolation device.

[0031] Em certas modalidades do método, o método também pode incluir a comparação de pelo menos um dos primeiros traços de pressão ou o segundo traço de pressão e a respectiva reflexão de assinatura retornada para determinar uma profundidade do dispositivo de isolamento.[0031] In certain embodiments of the method, the method may also include comparing at least one of the first pressure trace or the second pressure trace and the respective signature reflection returned to determine a depth of the isolation device.

[0032] Em certas modalidades do método, o método também pode incluir o posicionamento do gerador de pulso de pressão transiente dentro do furo de poço.[0032] In certain embodiments of the method, the method may also include positioning the transient pressure pulse generator within the wellbore.

[0033] Em certas modalidades do método, o método também pode incluir o posicionamento do gerador de pulso de pressão transiente na superfície.[0033] In certain embodiments of the method, the method may also include positioning the transient pressure pulse generator on the surface.

[0034] Certas modalidades da invenção divulgada podem incluir um sistema para inspecionar um furo de poço. O sistema pode incluir um gerador de pulso de pressão transiente, um sensor de pressão e um sistema de computador. O gerador de pulsos de pressão transiente pode ser configurado para gerar pulsos de pressão transientes no furo de poço. O sensor de pressão pode estar próximo ao gerador de pulsos de pressão transientes e configurado para medir os pulsos de pressão transientes e os reflexos de assinatura retornados dos pulsos de pressão transientes. O sistema de computador pode estar em comunicação eletrônica com o sensor de pressão e configurado para analisar os pulsos de pressão transientes e as reflexões de assinatura retornadas para determinar pelo menos um de um tipo de barreira de fluxo, uma condição da barreira de fluxo ou uma estabilidade da barreira de fluxo.[0034] Certain embodiments of the disclosed invention may include a system for inspecting a wellbore. The system may include a transient pressure pulse generator, a pressure sensor, and a computer system. The transient pressure pulse generator can be configured to generate transient pressure pulses in the wellbore. The pressure sensor may be proximate to the transient pressure pulse generator and configured to measure the transient pressure pulses and the signature reflections returned from the transient pressure pulses. The computer system may be in electronic communication with the pressure sensor and configured to analyze the transient pressure pulses and signature reflections returned to determine at least one of a flow barrier type, a flow barrier condition, or a flow barrier stability.

[0035] Em certas modalidades do sistema, o gerador de pulso de pressão transiente pode ser posicionado dentro do furo de poço.[0035] In certain embodiments of the system, the transient pressure pulse generator can be positioned within the wellbore.

[0036] Em certas modalidades do sistema, o gerador de pulso de pressão transiente é posicionado na superfície.[0036] In certain embodiments of the system, the transient pressure pulse generator is positioned on the surface.

[0037] Em certas modalidades do sistema, a barreira de fluxo pode incluir pelo menos uma dentre um tampão ou um packer.[0037] In certain embodiments of the system, the flow barrier may include at least one of a plug or a packer.

[0038] Em certas modalidades do sistema, a barreira de fluxo pode incluir um material de tamponamento fluídico curado.[0038] In certain embodiments of the system, the flow barrier may include a cured fluidic buffer material.

[0039] Em certas modalidades do sistema, a barreira de fluxo pode incluir pelo menos uma de uma interface líquido/líquido ou uma interface líquido/gás.[0039] In certain embodiments of the system, the flow barrier may include at least one of a liquid/liquid interface or a liquid/gas interface.

[0040] Em certas modalidades do sistema, o sistema de computador pode ser ainda configurado para determinar uma profundidade da barreira de fluxo.[0040] In certain embodiments of the system, the computer system can further be configured to determine a depth of the flow barrier.

[0041] Certos termos são usados ao longo da descrição e das reivindicações para se referir a características ou componentes particulares. Como será compreendido por um versado na técnica, diferentes pessoas podem se referir à mesma característica ou componente por nomes diferentes. Este documento não tem a intenção de distinguir entre os componentes ou as características que diferem no nome, mas não na função.[0041] Certain terms are used throughout the description and claims to refer to particular features or components. As will be understood by one skilled in the art, different people may refer to the same feature or component by different names. This document is not intended to distinguish between components or features that differ in name but not in function.

[0042] A referência ao longo deste relatório descritivo a "uma modalidade", "a modalidade", "modalidades", "algumas modalidades", "certas modalidades" ou linguagem semelhante significa que um recurso, estrutura ou característica particular descrita em relação à modalidade pode estar incluída em pelo menos uma modalidade da presente divulgação. Assim, essas frases ou linguagem semelhante ao longo deste relatório descritivo podem, mas não necessariamente, todas se referirem à mesma modalidade.[0042] Reference throughout this specification to "a modality", "the modality", "modalities", "some modalities", "certain modalities" or similar language means that a particular feature, structure or characteristic described in relation to the Modality may be included in at least one embodiment of the present disclosure. Thus, these phrases or similar language throughout this specification may, but do not necessarily, all refer to the same modality.

[0043] As modalidades divulgadas não devem ser interpretadas ou utilizadas de outra forma como limitativas do escopo da divulgação, incluindo as reivindicações. Será plenamente reconhecido que os diferentes ensinamentos das modalidades discutidas podem ser empregados separadamente ou em qualquer combinação adequada para produzir resultados desejados. Além disso, um versado na técnica entenderá que a descrição tem ampla aplicação e a discussão de qualquer modalidade se destina apenas a ser exemplificativa dessa modalidade e não se destina a sugerir que o escopo da divulgação, incluindo as reivindicações, está limitado a essa modalidade.[0043] The disclosed embodiments should not be interpreted or otherwise used as limiting the scope of the disclosure, including the claims. It will be fully recognized that the different teachings of the modalities discussed may be employed separately or in any suitable combination to produce desired results. Furthermore, one skilled in the art will understand that the description has broad application and discussion of any embodiment is intended only to be exemplary of that embodiment and is not intended to suggest that the scope of the disclosure, including the claims, is limited to that embodiment.

Claims

1. Method for inspecting a wellbore (118), characterized by the fact that the method comprises: inducing a first transient pressure pulse in the wellbore (118) through a transient pressure pulse generator; measuring a pressure trace (402) of the first transient pressure pulse using a pressure sensor (206) near the transient pressure pulse generator; measuring a returned signature reflection (404) of the first transient pressure pulse using the pressure sensor (206); and comparing the pressure trace (402) and the returned signature reflection (404) to determine the energy loss and changes in amplitude and wavelength of the transient pressure pulse due to the flow barrier (116) to determine at least one of a type of flow barrier (116) or a condition of the flow barrier (116).

2. Method according to claim 1, characterized by the fact that determining at least one of the type of flow barrier (116) or the condition of the flow barrier (116) further comprises calculating energy losses, changes in amplitude and changes in wavelength due to known factors, including friction within the wellbore (118); or wherein determining at least the type of flow barrier (116) or the condition of the flow barrier (116) comprises comparing measured changes in amplitude and/or wavelength with known changes due to different types of flow barriers (116 ).

3. Method according to claim 1, characterized by the fact that, by comparing the pressure trace (402) and the returned signature reflection (404) to determine at least one of the type of flow barrier (116) or the condition of the flow barrier (116) further comprises determining a condition of a flow barrier (116) comprising a cured fluidic buffer material.

4. Method according to claim 2, characterized by the fact that the flow barrier (116) comprises cement and determining a condition of a flow barrier (116) comprising a cured fluidic buffer material comprises determining whether the cement healed.

5. Method according to claim 1, characterized by the fact that, by comparing the pressure trace (402) and the returned signature reflection (404) to determine at least one of a type of flow barrier (116) or a condition of the flow barrier (116) further comprises determining whether the flow barrier (116) is a liquid/liquid interface or a liquid/gas interface.

6. The method of claim 4, wherein determining whether the flow barrier (116) is a liquid/liquid interface or a liquid/gas interface further comprises determining whether the flow barrier (116) comprises more than a liquid/liquid interface or liquid/gas interface.

7. The method of claim 1, further comprising comparing the pressure trace (402) and the returned signature reflection (404) to determine a depth of the flow barrier (116).

8. Method according to claim 1, characterized by the fact that it further comprises positioning the transient pressure pulse generator either within the wellbore (118) or on the surface (102).

9. Method according to claim 1, characterized by the fact that it further comprises: inducing a second transient pressure pulse in the wellbore (118) through the transient pressure pulse generator; measuring a pressure trace (402) of the second transient pressure pulse using the pressure sensor (206); measuring a returned signature reflection (404) of the second transient pressure pulse using the pressure sensor (206); and comparing the pressure trace (402) and the returned signature reflection (404) comprises comparing the pressure traces (402) of the first and second transient pressure pulses and the returned signature reflections (404) of the first and second transient pressure pulses. pressure transients to determine the stability of an isolation device.

10. System for inspecting a wellbore (118), characterized in that the system comprises: a transient pressure pulse generator configured to generate transient pressure pulses in the wellbore (118); a pressure sensor (206) proximate to the transient pressure pulse generator and configured to measure the transient pressure pulses and signature reflections returned (404) from the transient pressure pulses; and a computer system (208) in electronic communication with the pressure sensor (206) and configured to analyze the transient pressure pulses and returned signature reflections (404) and to determine energy loss and changes in amplitude and length waveform of the transient pressure pulse due to the flow barrier (116) to determine at least one of a type of a flow barrier (116), a condition of the flow barrier (116), or a stability of the flow barrier ( 116).

11. System according to claim 10, characterized by the fact that the computer system (208) is configured to calculate energy losses, changes in amplitude and changes in wavelength due to known factors, including friction within the hole well (118); or wherein the computer system (208) is configured to compare measured changes in amplitude and/or wavelength to known changes due to different types of flow barriers (116).

12. System according to claim 10, characterized by the fact that the transient pressure pulse generator is positioned within the wellbore (118) or on the surface (102); or wherein the flow barrier (116) comprises at least one of a plug or a packer.

13. System according to claim 10, characterized by the fact that the flow barrier (116) comprises a cured fluidic buffer material; or wherein the flow barrier (116) comprises at least one of a liquid/liquid interface or a liquid/gas interface.

14. The system of claim 10, wherein the computer system (208) is further configured to determine a depth of the flow barrier (116).