WO2020076180A1 - Способ проверки целостности интервалов обсадных колонн для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию - Google Patents

Способ проверки целостности интервалов обсадных колонн для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию Download PDF

Info

Publication number
WO2020076180A1
WO2020076180A1 PCT/RU2018/000673 RU2018000673W WO2020076180A1 WO 2020076180 A1 WO2020076180 A1 WO 2020076180A1 RU 2018000673 W RU2018000673 W RU 2018000673W WO 2020076180 A1 WO2020076180 A1 WO 2020076180A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
well
cement
target zone
tightness
casing
Prior art date
Application number
PCT/RU2018/000673
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Максим Вячеславович ВОЛКОВ
Мохаммад АБШЕНАС
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью "Сонограм"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество С Ограниченной Ответственностью "Сонограм" filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью "Сонограм"
Priority to NO20210518A priority Critical patent/NO20210518A1/en
Priority to GB2004432.7A priority patent/GB2583583B/en
Priority to US17/283,893 priority patent/US11692430B2/en
Priority to PCT/RU2018/000673 priority patent/WO2020076180A1/ru
Publication of WO2020076180A1 publication Critical patent/WO2020076180A1/ru
Priority to DKPA202170218A priority patent/DK202170218A1/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/005—Monitoring or checking of cementation quality or level
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/113—Locating fluid leaks, intrusions or movements using electrical indications; using light radiations
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/117—Detecting leaks, e.g. from tubing, by pressure testing

Definitions

  • the invention relates to a method for determining the tightness of the primary and secondary barriers in the interval of installation of a cement bridge in a well designated for liquidation.
  • the disadvantage of the above method is the lack of testing technology for a specific section of the wellbore.
  • the disadvantage of the above method is the inability to determine the state of cement, its adhesion to the column and rock in the range of 2 or more columns or tubing and columns.
  • cementometry data do not guarantee the absence of micro-gaps or channels; the interpretation of cementometry is performed at a qualitative level.
  • the objective of the claimed invention is to develop a method that confirms / refutes the effective insulating properties of the primary and secondary barriers in the estimated interval of installation of the cement bridge during its elimination with already extracted tubing and tubing and columns, and without their extraction, using passive acoustic and temperature scanning .
  • the result confirms / refutes the fulfillment of the basic requirements of NORSOK D-010 for cement bridge installation intervals.
  • the technical result of the invention is to increase the accuracy of determining the tightness of barriers in the well.
  • the specified technical result is achieved due to the fact that the Method for diagnosing the tightness of the interval of the well below the production packer, including the inner casing and the outer casing, tubing and production packer located inside the casing, cement ring and adjacent rocks, comprising the steps of:
  • a method for diagnosing tightness of a well interval above a production packer including an inner casing and an outer string, tubing and a production packer located inside the casing, a cement ring and adjacent rocks, comprising the steps of:
  • a method for diagnosing tightness of a certain interval of a well including an internal casing and an external string, tubing and a production packer located inside the casing, a cement ring and adjacent rocks, comprising the steps of:
  • a method for diagnosing tightness of a certain interval of a well including an internal casing and an external string, tubing and production packer located inside the casing, a cement ring and adjacent rocks, comprising the steps of:
  • c. Creating a perforation interval at the same time in the tubing, casing and cement ring in at least two zones in the target zone of the well, and setting between two perforation intervals of the passage device to separate two adjacent perforation intervals in the form of an expandable packer with additional tubing with a sealing device at their end, with one perforation interval located below the production packer, and the other above the production packer; d. Logging during repeated pressure testing with registration of noise, thermometry and flow measurement data in the target zone of the well.
  • a method for diagnosing tightness of a well interval below a production packer including an inner casing and an outer string, a cement ring and adjacent rocks, comprising the steps of:
  • the trajectory of the fluid flow in the wellbore and behind the column space and cement ring is determined.
  • the tightness of the well is determined based on the logging data inside the column flow, the movement of cement stone, the flow associated with violations of the integrity of the design of the well, the flow along the fracture and the flow through the porous reservoir.
  • the tightness of the well based on the logging data is determined for the column intervals of absorption or flow of fluid.
  • FIG. 1 - A longitudinal section of the well when determining the tightness of the target zone when installing a cement bridge below the production parker and a single perforation of the column.
  • FIG. 2 - A longitudinal section of the well when determining the tightness of the target zone when installing a cement bridge above the production parker and a single perforation of the column.
  • FIG. 3 - A longitudinal section of the well when determining the tightness of the target zone when installing a cement bridge below the production parker and repeated perforation of the column.
  • FIG. 4 - A longitudinal section of the well when determining the tightness of the target zone when installing a cement bridge above the production parker and repeated perforation of the column.
  • FIG. 5 Longitudinal section of the well when determining the tightness of the target zone when installing a cement bridge below the perforation interval (if there is no tubing and production packer in the well under study)
  • the claimed method is carried out in accordance with four options.
  • the method for diagnosing the tightness of a certain interval of the well which includes an internal casing (1) (1-barrier) and an external casing (2) with a diameter (2nd barrier), tubing (11) and production packer (12) located inside the casing string (1), and the packer (12) is connected to a sealed pipe located inside the tubing (11), a cement ring (11) located in the annular space formed by the inner casing (1) and the outer (2) columns and rocks adjacent to the outer column (2) (poorly permeable or impermeable rocks (8); permeable rocks (9)), first determine the target zone (14) of the well to install a cement bridge based on the analysis of the lithological section of the well.
  • intervals of poorly permeable rocks (8) for example, clays, are selected, as well as based on data from previously performed acoustic cementometry (ACC).
  • ACC acoustic cementometry
  • the length of the target zone (14) must be at least 50 m in accordance with existing requirements for well liquidation (RF - RD 08- 492-02, Norway - NORSOK D-010).
  • a temporary cement bridge (13) is installed below the target zone (14) of the well. Installation of a temporary cement bridge (13) is performed to isolate reservoirs communicated with the wellbore, reduce the likelihood of overflows between perforation intervals and previously opened reservoirs, and also to increase the pressure exerted during testing and injection in the perforation interval (15).
  • the wellbore is tested with pressure, for which purpose the injection pressure or negative pressure is created and the tightness of the tubing (11) and the under-packer space of the wellbore are determined based on data on constant pressure or its change.
  • a change in pressure is created by pumping or reducing hydrostatic pressure by replacing a less dense fluid inside the tubing (11) into the inner casing (1) and circulating the fluid in the annulus.
  • a test with a change in pressure is carried out for 30 minutes, if the pressure after the specified time does not change by more than 5%, a preliminary conclusion is made about the tightness of the casing (1). If the discharge pressure after the specified time has decreased by more than 5%, a preliminary conclusion is made about the casing leakage (1).
  • One perforation interval (15) is used in the presence of permeable formations, the level of cement rise, and the potential areas for pumped fluid leaving near the target zone (14) of the well.
  • the wellbore pressure test confirms the tightness
  • logging is carried out during the second pressure test with registration of sounding, thermometry, flaw detection and flow metering data in the target zone (14) of the well, for this the downhole tool (10) is lowered into the well in the perforation interval zone for registration of data of electromagnetic defectoscopy, thermometry, spectral noise metering and flow metering. If, according to the logging data, no fluid flows and places of leakage of the wellbore are detected, the integrity of the target zone of the well is considered confirmed and the verification process is repeated with the next interval for installing the cement bridge or in the next well. Upon successful verification of all target intervals, the well is liquidated without the use of a drilling rig.
  • the target interval is considered suitable for installing a cement bridge and a well nominated as a candidate for liquidation without the use of a drilling rig
  • thermometry thermometry
  • spectral noise metering flow metering
  • the method for diagnosing the tightness of a certain interval of a well according to the second embodiment is carried out similarly to the first embodiment, the only perforation interval (15) in the casing (1), cement ring (7) and additionally in the tubing (11) are created above the production packer (12) in the target zone ( 14) wells.
  • a third embodiment for implementing the method for diagnosing the tightness of a certain interval of a well, which includes an internal casing string (1) (1-barrier) and an external casing (2) (2nd barrier), tubing (11) and production packer (12), located inside the casing (1), and the expandable packer (3) is connected to the pipe located inside the casing below the production packer (1 1), a cement ring (11) located in the annular space formed by the inner casing (1) and the outer ( 2) columns and adjacent e to the outer column (2) rocks (weakly permeable or impermeable rocks (8); permeable rocks (9), first determine the target zone (14) of the well for installing a cement bridge based on the analysis of the lithological section of the well.
  • intervals of poorly permeable rocks (8), for example, clays are selected, as well as based on data from previously performed acoustic cementometry (ACC).
  • ACC acoustic cementometry
  • the length of the target zone (14) must be at least 50 m in accordance with the existing requirements for well liquidation (RF - RD 08-492-02, Norway - NORSOK D-010).
  • the wellbore is tested with pressure, for which purpose the injection pressure or negative pressure is created and the tightness of the tubing (11) and two sub-packer spaces of the wellbore are determined based on the data on constant pressure or its change similar to the first embodiment of the invention.
  • the pressure test is carried out for 30 minutes, if the pressure changes after the specified time no more than 5%, a preliminary conclusion is made about the tightness of the casing (1). If the discharge pressure after the specified time has decreased by more than 5%, a preliminary conclusion is made about the casing leakage (1).
  • the wellbore pressure test if during the wellbore pressure test, the pressure does not change, logging is carried out during the second pressure test with registration of sounding, thermometry, flaw detection and flow metering data in the target zone (14) of the well, for this the downhole tool (10) is lowered into the well into the zone of perforation (15) for recording data from electromagnetic flaw detection, thermometry, spectral noise metering and flow metering. If, according to the logging data, no fluid flows and places of leakage of the wellbore are detected, the integrity of the target zone (14) of the well is considered confirmed and the verification process is repeated with the next target interval or in the next well. Upon successful verification of all target intervals, the well is liquidated without the use of a drilling rig.
  • the downhole tool (10) is lowered into the well in the perforation interval zone (15) to record electromagnetic defectoscopy data, thermometry, spectral noise metering and flow metering. If, according to the logging data, it is revealed that fluid is moving in the cement ring, then a decision is made on repair work, if according to the logging data it is revealed that the fluid goes directly into the formation opposite to the perforation in the cement ring, then the target interval is considered suitable for installing a cement bridge and a well nominated as a candidate for liquidation without the use of a drilling rig.
  • the additionally deflated expandable packer (16) and additional tubing pipes after the pressure test and logging are sequentially shifted between the next adjacent perforation intervals (15), followed by the repeated pressure test and logging.
  • the method for diagnosing the tightness of a certain interval of a well is carried out similarly to the third embodiment, the only two perforation intervals (15) in the casing (1), cement ring (7) and additionally in the tubing (11) are created so that one perforation interval (15 ) was located above the production packer (12) in the target zone (14) of the well, and the other below.
  • the fifth option for implementing the method for diagnosing the tightness of a certain interval of the well, which includes an internal casing string (1) (1-barrier) and an external string (2) (2nd barrier), cement ring (11) located in the annular space formed by the inner casing (1) and the outer (2) columns and adjacent to the outer column (2) rocks (low permeable or impermeable rocks (8); permeable rocks (9)) , first determine the target zone (14) of the well for installing a cement bridge based on the analysis of the lithological section of the well.
  • a target zone (14) poorly permeable rocks (8), for example, clay, are selected, as well as on the basis of data from previously performed acoustic cementometry (ACC). If ACC is present, the ACC interpretation should show good adhesion to both the column and the C rock in the target zone (14).
  • the length of the target zone (14) must be at least 50 m in accordance with the existing requirements for well liquidation (RF - RD 08-492-02, Norway - NORSOK D-010).
  • a temporary cement bridge (13) is installed below the target zone (14) of the well. The temporary cement bridge (13) is installed to isolate the reservoirs communicated with the wellbore, to reduce the likelihood of overflows between the perforation intervals and previously opened reservoirs, and also to increase the pressure exerted during testing and injection in the perforation interval (15).
  • the wellbore is tested with pressure, for which purpose the injection pressure or negative pressure is created and the tightness of the wellbore is determined based on the data on constant pressure or its change.
  • the change in pressure is created by pumping fluid into the inner casing (1) or by changing the hydrostatic pressure by replacing a less dense fluid and circulating the fluid in the annulus.
  • the test is carried out for 30 minutes, if the pressure does not change after a specified time of more than 5%, a preliminary conclusion is made about the tightness of the casing (1). If the pressure changes after more than 5% after the specified time, a preliminary conclusion is made about the casing leakage (1).
  • the wellbore pressure test After the wellbore pressure test, if the pressure does not change, logging is carried out during the second pressure test by recording the noise, thermometry, flaw detection and flow meter data in the target zone (14) of the well, for this the downhole tool (10) is lowered into the well in the perforation interval zone for recording data of electromagnetic defectoscopy, thermometry, spectral noise metering and flow metering. If, according to the logging data, no fluid flows and places of leakage of the wellbore are detected, the integrity of the target zone of the well is considered confirmed and the verification process is repeated with the next interval for installing the cement bridge or in the next wellbore. Upon successful verification of all target intervals, the well is liquidated without the use of a drilling rig.
  • the target interval is considered suitable for the installation of a cement bridge and the well is put forward as a candidate for liquidation without the use of a drilling rig.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
  • Examining Or Testing Airtightness (AREA)
  • Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу определения герметичности основного и второстепенного барьеров в интервале установки цементного моста в скважине, обозначенной под ликвидацию. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения герметичности барьеров в скважине. Способ диагностики герметичности интервала скважины ниже эксплуатационного пакера, включающей в себя внутреннюю обсадную и внешнюю колонны, насосно-компрессорные трубы и эксплуатационный пакер, расположенные внутри обсадной колонны, цементное кольцо и прилегающие горные породы, содержащий этапы: определение целевой зоны скважины для установки цементного моста; установка временного цементного моста ниже целевой зоны скважины; тестирование давлением и определение герметичности насосно-компрессорных труб и подпакерного пространства ствола скважины на основе данных по постоянному давлению или его изменению по времени; создание интервала перфорации в обсадной колонне и цементном кольце ниже эксплуатационного пакера в целевой зоне скважины; проведение каротажа при повторном тестировании давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и расходометрии в целевой зоне скважины; выдача заключения о целостности интервалов колонн и цементного камня для дальнейшей установки цементного моста при ликвидации скважины в том числе без применения буровой установки или ремонтных работах в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа.

Description

СПОСОБ ПРОВЕРКИ ЦЕЛОСТНОСТИ ИНТЕРВАЛОВ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ
УСТАНОВКИ ЦЕМЕНТНОГО МОСТА В СКВАЖИНАХ ПОД ЛИКВИДАЦИЮ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Изобретение относится к способу определения герметичности основного и второстепенного барьеров в интервале установки цементного моста в скважине, обозначенной под ликвидацию.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Известен способ определения герметичности скважины на основе акустический измерений, раскрытый в ЕР 2877693 А1 , опубл. 03.06.2015.
Недостатком раскрытого выше способа является малый диапазон изучаемых частот (до 11 кГц), малый динамический диапазон и сложность интерпретации. Выше перечисленные признаки не позволяют оперативно произвести локацию мест негерметичности, определения типа потока и его трассирование. Согласно опубликованным ранее результатам SPE-191338-MS, резервуарный шум, как матричный, так и от трещин может характеризоваться частотой, значительно превышающей 11 кГц.
Из уровня техники известен способ определения герметичности скважины на основе регистрации данных спектральной шумометрии, раскрытый в WO 2013/162411 А1 , опубл. 31.10.2013.
Недостатком раскрытого выше способа является отсутствие технологии испытания определенного участка ствола скважины.
Кроме того, известен способ определения герметичности цементного кольца на основе данных акустическо-цементного каротажа, раскрытый в US 6850462 В2, опубл. 01.02.2005 (прототип).
Недостатком раскрытого выше способа является невозможность определить состояние цемента, его сцепления с колонной и горной породой в интервале 2х и более колонн или насосно-компрессорной трубы и колонны. В интервалах одной колонны, данные цементометрии не гарантируют отсутствие микро-зазоров или каналов, интерпретация цементометрии производится на качественном уровне.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Задачей заявленного изобретения является разработка способа подтверждающий/ опровергающий эффективные изоляционные свойства основного и второстепенного барьеров в предполагаемом интервале установки цементного моста при ее ликвидации при уже извлеченных насосно-компрессорных труб (НКТ) и колонн, так и без их извлечения, используя пассивное акустическое и температурное сканирование. Результат подтверждает/опровергает выполнение основных требований NORSOK D-010 к интервалам установки цементного моста.
Техническим результатом изобретения является повышение точности определения герметичности барьеров в скважине. Указанный технический результат достигается за счет того, что Способ диагностики герметичности интервала скважины ниже эксплуатационного пакера, включающей в себя внутреннюю обсадную и внешнюю колонны, насосно-компрессорные трубы и эксплуатационный пакер, расположенные внутри обсадной колонны, цементное кольцо и прилегающие горные породы, содержащий этапы:
a. Определение целевой зоны скважины для установки цементного моста;
B. Установка временного цементного моста ниже целевой зоны скважины; c. Тестирование давлением и определение герметичности насосно- компрессорных труб и подпакерного пространства ствола скважины на основе данных по постоянному давлению или его изменению по времени;
d. Создание интервала перфорации в обсадной колонне и цементном кольце ниже эксплуатационного пакера в целевой зоне скважины;
e. Проведение каротажа при повторном тестировании давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и расходометрии в целевой зоне скважины.;
f. Выдача заключения о целостности интервалов колонн и цементного камня для дальнейшей установки цементного моста при ликвидации скважины в том числе без применения буровой установки или ремонтных работах в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа.
Способ диагностики герметичности интервала скважины выше эксплуатационного пакера, включающей в себя внутреннюю обсадную и внешнюю колонны, насосно- компрессорные трубы и эксплуатационный пакер, расположенные внутри обсадной колонны, цементное кольцо и прилегающие горные породы, содержащий этапы:
a. Определение целевой зоны скважины для установки цементного моста;
B. Установка временного цементного моста ниже целевой зоны скважины; c. Тестирование давлением и определение герметичности насосно- компрессорных труб и подпакерного пространства ствола скважины на основе данных по постоянному давлению и его изменению по времени;
d. Создание интервала перфорации одновременно в насосно-компрессорной трубе, обсадной колонне и цементном кольце выше эксплуатационного пакера в целевой зоне скважины;
e. Проведение каротажа при повторном тестировании давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и расходометрии в целевой зоне скважины;
f. Выдача заключения о целостности интервалов колонн и цементного камня для дальнейшей установки цементного моста при ликвидации скважины в том числе без применения буровой установки или ремонтных работах в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа. Способ диагностирования герметичности определенного интервала скважины, включающей в себя внутреннюю обсадную и внешнюю колонны, насосно-компрессорные трубы и эксплуатационный пакер, расположенные внутри обсадной колонны, цементное кольцо и прилегающие горные породы, содержащий этапы:
a. Определение целевой зоны скважины для установки цементного моста;
B. Тестирование давлением и определение герметичности насосно- компрессорных труб и подпакерного пространства ствола скважины на основе данных по постоянному давлению или его изменению по времени;
c. Создание интервала перфорации в обсадной колонне и цементном кольце по крайней мере в двух зонах в целевой зоне скважины, и установка между двумя интервалами перфорации проходного устройства для разобщения двух интервалов перфорации в виде расширяемого пакера с дополнительными насосно-компрессорными трубами с герметизирующим устройством на их конце, при этом интервалы перфорации расположены ниже эксплуатационного пакера;
d. Проведение каротажа при повторном тестировании давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и расходометрии в целевой зоне;
e. Выдача заключения о целостности интервалов колонн и цементного камня для дальнейшей установки цементного моста при ликвидации скважины в том числе без применения буровой установки или ремонтных работах в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа.
Способ диагностирования герметичности определенного интервала скважины, включающей в себя внутреннюю обсадную и внешнюю колонны, насосно-компрессорные трубы и эксплуатационный пакер, расположенные внутри обсадной колонны, цементное кольцо и прилегающие горные породы, содержащий этапы:
a. Определение целевой зоны скважины для установки цементного моста;
B. Тестирование давлением нагнетания и определение герметичности насосно- компрессорных труб и подпакерного пространства ствола скважины на основе данных по постоянному давлению или его изменению по времени;
c. Создание интервала перфорации одновременно в НКТ, обсадной колонне и цементном кольце по крайней мере в двух зонах в целевой зоне скважины, и установка между двумя интервалами перфорации проходного устройства для разобщения двух соседних интервалов перфорации в виде расширяемого пакера с дополнительными насосно-компрессорными трубами с герметизирующим устройством на их конце, при этом один интервала перфорации расположен ниже эксплуатационного пакера, а другой - выше эксплуатационного пакера; d. Проведение каротажа при повторном тестировании давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии и расходометрии в целевой зоне скважины.
e. Выдача заключения о целостности интервалов колонн и цементного камня для дальнейшей установки цементного моста при ликвидации скважины в том числе без применения буровой установки или ремонтных работах в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа.
Способ диагностики герметичности интервала скважины ниже эксплуатационного пакера, включающей в себя внутреннюю обсадную и внешнюю колонны, цементное кольцо и прилегающие горные породы, содержащий этапы:
a. Определение целевой зоны скважины для установки цементного моста;
B. Установка временного цементного моста ниже целевой зоны скважины; c. Тестирование давлением и определение герметичности ствола скважины на основе данных по постоянному давлению нагнетания или его снижению;
d. Создание интервала перфорации в обсадной колонне и цементном кольце выше целевой зоны скважины;
e. Проведение каротажа при повторном тестировании давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и расходометрии в целевой зоне скважины;
f. Выдача заключения о целостности интервалов колонн и цементного камня для дальнейшей установки цементного моста при ликвидации скважины в том числе без применения буровой установки или ремонтных работах в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа.
В определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа определяют траекторию потока движения флюида в стволе скважины и за колонным пространством и цементном кольце.
В определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа определяют внутри колонный поток, движение по цементному камню, потока связанного с нарушениями целостности конструкции скважины, поток по трещине и поток по пористому пласту-коллектору.
В определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа определяют за колонные интервалы поглощения или притока флюида.
Перфорирование обсадной колонны и установка пакера внутри обсадной колонны осуществляют необходимое количество раз в одной и той же скважине.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Изобретение будет более понятным из описания, не имеющего ограничительного характера и приводимого со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено: Фиг. 1 - Продольный разрез скважины при определении герметичности целевой зоны при установки цементного моста ниже эксплуатационного паркера и однократном перфорировании колонны.
Фиг. 2 - Продольный разрез скважины при определении герметичности целевой зоны при установки цементного моста выше эксплуатационного паркера и однократном перфорировании колонны.
Фиг. 3 - Продольный разрез скважины при определении герметичности целевой зоны при установки цементного моста ниже эксплуатационного паркера и многократном перфорировании колонны.
Фиг. 4 - Продольный разрез скважины при определении герметичности целевой зоны при установки цементного моста выше эксплуатационного паркера и многократном перфорировании колонны.
Фиг. 5 - Продольный разрез скважины при определении герметичности целевой зоны при установки цементного моста ниже интервала перфорации (при отсутствии в исследуемой скважине НКТ и эксплуатационного пакера)
1 - обсадная коллона; 2 - внешняя колонна; 3 - расширяемый пакер; 4 - поток флюида, возникающий вне интервала целевой зоны; 5 - поток флюида, возникающий при не герметичности целевой зоны; 6 - места не герметичности элементов конструкции скважины; 7 - цементное кольцо; 8 - слабопроницаемые или непроницаемые горные породы; 9 - проницаемые горные породы; 10 - скважинный прибор; 11 - НКТ; 12 - эксплуатационный пакер; 13 - временный цементный мост; 14 -целевая зона скважины; 15 - интервал перфорации.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Заявленный способ осуществляется в соответствии с четырьмя вариантами.
Согласно первому варианту для осуществления способа диагностирования герметичности определенного интервала скважины, включающей в себя внутреннюю обсадною колонну (1) (1-барьер) и внешнюю колонну (2) диаметром (2-ой барьер), НКТ (11) и эксплуатационный пакер (12), расположенные внутри обсадной колонны (1), причем пакер (12) соединен с герметичным трубой, расположенной внутри НКТ (11), цементное кольцо (11), расположенное в межколонном пространстве, образованном внутренней обсадной (1) и внешней (2) колоннами и прилегающие внешней колонне (2) горные породы (слабопроницаемые или непроницаемые горные породы (8); проницаемые горные породы (9)), сначала определяют целевую зону (14) скважины для установки цементного моста на основе анализа литологического разреза скважины. В качестве целевой зоны (14) выбирают интервалы слабопроницаемых горных пород (8), например, глин, а также на основе данных проведенной ранее акустической цементометрии (АКЦ). При наличии АКЦ, интерпретация АКЦ должна показывать хорошее сцепление как с колонной, так и с горной породой в целевой зоне (14). Протяженность целевой зоны (14) должна быть не менее 50 м в соответствии с существующими требованиями при ликвидации скважины (РФ - РД 08- 492-02, Норвегия - NORSOK D-010).
Затем осуществляют установку временного цементного моста (13) ниже целевой зоны (14) скважины. Установка временного цементного моста (13) производится с целью изоляции сообщенных со стволом скважины резервуаров, уменьшения вероятности возникновения перетоков между интервалов перфорации и ранее вскрытыми резервуарами, а также для увеличения оказываемого давления при тестировании и нагнетании в интервале перфорации (15).
После чего производится тест ствола скважины давлением, для чего осуществляют создание давления нагнетания или отрицательного давления и определение герметичности НКТ (11) и подпакерного пространства ствола скважины на основе данных по постоянному давлению или его изменению. Изменение давления создают за счет закачивания или уменьшения гидростатического давления путем замещения менее плотной жидкостью внутри НКТ (11) во внутреннюю обсадную трубу (1) и циркуляции жидкости в межколонном пространстве. При создании давления нагнетания, оно должно з
соответствовать давлению - от максимально допустимого давления в межколонном пространстве, при этом давление должно превышать давление эксплуатируемых или потенциальных резервуаров. Тест с изменением давления осуществляется в течение 30 мин, если давление по истечение указанного времени не изменяется более чем на 5 % делается предварительный вывод о герметичности обсадной колонны (1). Если давление нагнетания по истечение указанного времени снижается более чем на 5 % делается предварительный вывод о не герметичности обсадной колонны (1).
Затем создают интервал перфорации (15) в обсадной колонне (1) и цементном кольце (7) ниже эксплуатационного пакера (12) в целевой зоне (14) скважины. Один интервал перфорации (15) используется при наличии проницаемых пластов, уровня подъема цемента, потенциальных зон ухода закачиваемой жидкости вблизи целевой зоны (14) скважины.
После чего, если тест ствола скважины давлением подтверждает герметичность, осуществляют каротаж при повторном тесте давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и расходометрии в целевой зоне (14) скважины, для этого скважинный прибор (10) опускают в скважину в зону интервала перфорации для регистрации данных электромагнитной дефектоскопии, термометрии, спектральной шумометрии и расходометрии. Если по данным каротажа не выявлены перетоки флюида и места не герметичности ствола скважины, целостность целевой зоны скважины считается подтвержденной и процесс проверки повторяется со следующим интервалом установки цементного моста или в следующей скважине. При успешной верификации всех целевых интервалов, скважина подвергается ликвидации без применения буровой установки.
Если при тесте ствола скважины давлением, давление изменяется более чем на 5% осуществляют каротаж с регистрацией данных шумометрии, термометрии и дефектоскопии в целевой зоне (14) скважины, для этого скважинный прибор (10) опускают в скважину в зону интервала перфорации (15) для регистрации данных электромагнитной дефектоскопии, термометрии, спектральной шумометрии и расходометрии. Если по данным каротажа выявлено, что происходит движение флюида в цементном кольце, то принимается решение о ремонтных работах, если по данным каротажа выявлено, что флюид уходит непосредственно в пласт напротив перфорации в цементном кольце, то целевой интервал считается пригодным для установки цементного моста и скважина выдвигается как кандидат под ликвидацию без применения буровой установки
Скважина по данным электромагнитной дефектоскопии, термометрии, спектральной шумометрии и расходометрии исследуется на двух режимах - в режиме статики, до и после начала воздействия давлением. В режиме статики происходит замер температурного градиента скважины, естественного шума, что при интерпретации позволяет определить зоны циркуляции и перетоков флюида, латеральных движений как в стволе, так и за колонным пространством. При нагнетании замеры термометрии, расходометрии и шумометрии регистрируют аномалии, свойственные зонам утечек, за колонных движений флюида и активности резервуаров, поглощающих закачиваемы флюид. По данным электромагнитной дефектоскопии определяют наличие коррозии и другие дефекты НКТ (11), обсадной колонны (1) и внешней колонны (2). Происходит также регистрация движения флюида во время нагнетания в стволе скважины и за колонной (данные расходометрии).
Методика исследования скважины актуально для всех заявленных вариантов.
Способ диагностирования герметичности определенного интервала скважины согласно второму варианту осуществляется аналогично первому варианту, единственное интервал перфорации (15) в обсадной колонне (1), цементном кольце (7) и дополнительно в НКТ (11) создают выше эксплуатационного пакера (12) в целевой зоне (14) скважины.
Согласно третьему варианту для осуществления способа диагностирования герметичности определенного интервала скважины, включающей в себя внутреннюю обсадною колонну (1) (1-барьер) и внешнюю колонну (2) (2-ой барьер), НКТ (11) и эксплуатационный пакер (12), расположенные внутри обсадной колонны (1), причем расширяемый пакер (3) соединен с трубой, расположенной внутри обсадной колонны ниже эксплутационного пакера (1 1), цементное кольцо (11), расположенное в межколонном пространстве, образованном внутренней обсадной (1) и внешней (2) колоннами и прилегающие к внешней колонне (2) горные породы (слабопроницаемые или непроницаемые горные породы (8); проницаемые горные породы (9), сначала определяют целевую зону (14) скважины для установки цементного моста на основе анализа литологического разреза скважины. В качестве целевой зоны (14) выбирают интервалы слабопроницаемых горных пород (8), например, глин, а также на основе данных проведенной ранее акустической цементометрии (АКЦ). При наличии АКЦ, интерпретация АКЦ должна показывать хорошее сцепление как с колонной, так и с горной породой в целевой зоне (14). Протяженность целевой зоны (14) должна быть не менее 50 м в соответствии с существующими требованиями при ликвидации скважины (РФ - РД 08-492- 02, Норвегия - NORSOK D-010).
Затем производится тест ствола скважины давлением, для чего осуществляют создание давления нагнетания или отрицательного давления и определение герметичности НКТ (11) и двух подпакерных пространств ствола скважины на основе данных по постоянному давлению или его изменению аналогично первому варианту способа осуществления изобретения. Тест давлением осуществляют в течение 30 мин, если давление изменяется по истечение указанного времени не более чем на 5 % делается предварительный вывод о герметичности обсадной колонны (1). Если давление нагнетания по истечение указанного времени снижается более чем на 5 % делается предварительный вывод о не герметичности обсадной колонны (1).
После чего создают два интервала перфорации (15) в обсадной колонне (1) и цементном кольце (7) в двух зонах в целевой зоне (14) скважины ниже эксплуатационного пакера. Далее устанавливают между двумя интервалами перфорации (15) проходное устройство для разобщения двух интервалов перфорации (15) в виде расширяемого пакера (16) с дополнительными НКТ с герметизирующим устройством на их конце, который опускают в скважину с несколькими сочлененными трубами НКТ и устанавливают расширяемый пакер (3) внутри обсадной трубы (1) между соседними интервалами перфорации (15), при этом дополнительные трубы НКТ должны перекрывать нижний интервал перфорации (15). Использование двух и более интервалов перфорации (15) целесообразно при отсутствии данных АКЦ, малой протяженности зон непроницаемых пластов.
Затем, если при тесте ствола скважины давлением, давление не изменяется осуществляют каротаж при повторном тесте давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и расходометрии в целевой зоне (14) скважины, для этого скважинный прибор (10) опускают в скважину в зону интервалов перфорации (15) для регистрации данных электромагнитной дефектоскопии, термометрии, спектральной шумометрии и расходометрии. Если по данным каротажа не выявлены перетоки флюида и места не герметичности ствола скважины, целостность целевой зоны (14) скважины считается подтвержденной и процесс проверки повторяется со следующими целевым интервалом или в следующей скважине. При успешной верификации всех целевых интервалов скважина подвергается ликвидации без применения буровой установки.
Если при тесте ствола скважины давлением, давление изменяется осуществляют каротаж с регистрацией данных шумометрии, термометрии и дефектоскопии в целевой зоне (14) скважины, для этого скважинный прибор (10) опускают в скважину в зону интервалов перфорации (15) для регистрации данных электромагнитной дефектоскопии, термометрии, спектральной шумометрии и расходометрии. Если по данным каротажа выявлено, что происходит движение флюида в цементном кольце, то принимается решение о ремонтных работах, если по данным каротажа выявлено, что флюид уходит непосредственно в пласт напротив перфорации в цементном кольце, то целевой интервал считается пригодным для установки цементного моста и скважина выдвигается как кандидат под ликвидацию без применения буровой установки.
При использовании в скважине трех и более интервалов перфорации (15) дополнительно спущенный расширяемый пакер (16) и дополнительные трубы НКТ после проведения теста давлением и осуществления каротажа, последовательно смещаются в интервал между следующими соседними интервалами перфорации (15), с последующим повторением проведения теста давлением и осуществления каротажа.
Способ диагностирования герметичности определенного интервала скважины согласно четвертому варианту осуществляется аналогично третьему варианту, единственное два интервала перфорации (15) в обсадной колонне (1), цементном кольце (7) и дополнительно в НКТ (11) создают таким образом, чтобы один интервал перфорации (15) был расположен выше эксплуатационного пакера (12) в целевой зоне (14) скважины, а другой - ниже.
Согласно пятому варианту (при отсутствии в исследуемой скважине НКТ и эксплуатационного пакера) для осуществления способа диагностирования герметичности определенного интервала скважины, включающей в себя внутреннюю обсадною колонну (1) (1-барьер) и внешнюю колонну (2) (2-ой барьер), цементное кольцо (11), расположенное в межколонном пространстве, образованном внутренней обсадной (1) и внешней (2) колоннами и прилегающие к внешней колонне (2) горные породы (слабопроницаемые или непроницаемые горные породы (8); проницаемые горные породы (9)), сначала определяют целевую зону (14) скважины для установки цементного моста на основе анализа литологического разреза скважины. В качестве целевой зоны (14) выбирают слабопроницаемых горных пород (8), например, глина, а также на основе данных проведенной ранее акустической цементометрии (АКЦ). При наличии АКЦ, интерпретация АКЦ должна показывать хорошее сцепление как с колонной, так и С горной породой в целевой зоне (14). Протяженность целевой зоны (14) должна быть не менее 50 м в соответствии с существующими требованиями при ликвидации скважины (РФ - РД 08-492- 02, Норвегия - NORSOK D-010). Затем осуществляют установку временного цементного моста (13) ниже целевой зоны (14) скважины. Установка временного цементного моста (13) производится с целью изоляции сообщенных со стволом скважины резервуаров, уменьшения вероятности возникновения перетоков между интервалов перфорации и ранее вскрытыми резервуарами, а также для увеличения оказываемого давления при тестировании и нагнетании в интервале перфорации (15).
После чего создают интервал перфорации (15) в обсадной колонне (1) и цементном кольце (7) выше временного цементного моста (13) в целевой зоне (14) скважины.
Затем производится тест ствола скважины давлением, для чего осуществляют создание давления нагнетания или отрицательного давления и определение герметичности ствола скважины на основе данных по постоянному давлению или его изменению. Изменение давления создают путем закачки жидкости во внутреннюю обсадную трубу (1) или изменение гидростатического давления путем замещения менее плотной жидкостью и циркуляции жидкости в межколонном пространстве. Тест осуществляют в течение 30 мин, если давление не изменяется по истечение указанного времени более чем на 5 % делается предварительный вывод о герметичности обсадной колонны (1). Если давление изменяется по истечение указанного времени более чем на 5 % делается предварительный вывод о не герметичности обсадной колонны (1).
После теста ствола скважины давлением в случае если давление не изменяется осуществляют каротаж при повторном тесте давлением регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и расходометрии в целевой зоне (14) скважины, для этого скважинный прибор (10) опускают в скважину в зону интервала перфорации для регистрации данных электромагнитной дефектоскопии, термометрии, спектральной шумометрии и расходометрии. Если по данным каротажа не выявлены перетоки флюида и места не герметичности ствола скважины, целостность целевой зоны скважины считается подтвержденной и процесс проверки повторяется со следующим интервалом установки цементного моста или в следующей скважинной. При успешной верификации всех целевых интервалов скважина подвергается ликвидации без применения буровой установки.
После теста ствола скважины давлением в случае если давление изменяется осуществляют каротаж с регистрацией данных шумометрии, термометрии и дефектоскопии в целевой зоне (14) скважины, для этого скважинный прибор (10) опускают в скважину в зону интервала перфорации (15) для регистрации данных электромагнитной дефектоскопии, термометрии, спектральной шумометрии и расходометрии. Если по данным каротажа выявлено, что происходит движение флюида в цементном кольце, то принимается решение о ремонтных работах, если по данным каротажа выявлено, что флюид уходит непосредственно в пласт напротив перфорации в цементном кольце, то целевой интервал считается пригодным для установки цементного моста и скважина выдвигается как кандидат под ликвидацию без применения буровой установки.
Изобретение было раскрыто выше со ссылкой на конкретный вариант его осуществления. Для специалистов могут быть очевидны и иные варианты осуществления изобретения, не меняющие его сущности, как она раскрыта в настоящем описании. Соответственно, изобретение следует считать ограниченным по объему только нижеследующей формулой изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ диагностики герметичности интервала скважины ниже эксплуатационного пакера, включающей в себя внутреннюю обсадную и внешнюю колонны, насосно-компрессорные трубы и эксплуатационный пакер, расположенные внутри обсадной колонны, цементное кольцо и прилегающие горные породы, содержащий этапы:
a. Определение целевой зоны скважины для установки цементного моста;
B. Установка временного цементного моста ниже целевой зоны скважины; c. Тестирование давлением и определение герметичности насосно- компрессорных труб и подпакерного пространства ствола скважины на основе данных по постоянному давлению или его изменению по времени;
d. Создание интервала перфорации в обсадной колонне и цементном кольце ниже эксплуатационного пакера в целевой зоне скважины;
e. Проведение каротажа при повторном тестировании давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и расходометрии в целевой зоне скважины;
f. Выдача заключения о целостности интервалов колонн и цементного камня для дальнейшей установки цементного моста при ликвидации скважины в том числе без применения буровой установки или ремонтных работах в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа.
2. Способ диагностики герметичности интервала скважины выше эксплуатационного пакера, включающей в себя внутреннюю обсадную и внешнюю колонны, насосно-компрессорные трубы и эксплуатационный пакер, расположенные внутри обсадной колонны, цементное кольцо и прилегающие горные породы, содержащий этапы:
a. Определение целевой зоны скважины для установки цементного моста;
B. Установка временного цементного моста ниже целевой зоны скважины; c. Тестирование давлением и определение герметичности насосно- компрессорных труб и подпакерного пространства ствола скважины на основе данных по постоянному давлению или его изменению по времени;
d. Создание интервала перфорации одновременно в насосно-компрессорной трубе, обсадной колонне и цементном кольце выше эксплуатационного пакера в целевой зоне скважины;
e. Проведение каротажа при повторном тестировании давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и расходометрии в целевой зоне скважины;
f. Выдача заключения о целостности интервалов колонн и цементного камня для дальнейшей установки цементного моста при ликвидации скважины в том числе без применения буровой установки или ремонтных работах в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа.
3. Способ диагностирования герметичности определенного интервала скважины, включающей в себя внутреннюю обсадную и внешнюю колонны, насосно- компрессорные трубы и эксплуатационный пакер, расположенные внутри обсадной колонны, цементное кольцо и прилегающие горные породы, содержащий этапы:
a. Определение целевой зоны скважины для установки цементного моста;
B. Тестирование давлением и определение герметичности насосно- компрессорных труб и подпакерного пространства ствола скважины на основе данных по постоянному давлению или его изменению;
c. Создание интервала перфорации в обсадной колонне и цементном кольце по крайней мере в двух зонах в целевой зоне скважины, и установка между двумя интервалами перфорации проходного устройства для разобщения двух интервалов перфорации в виде расширяемого пакера с дополнительными насосно-компрессорными трубами с герметизирующим устройством на их конце, при этом интервалы перфорации расположены ниже эксплуатационного пакера;
d. Проведение каротажа при повторном тестировании давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и расходометрии в целевом зоне, при условии, определенного на этапе (d) постоянного давления нагнетания или его снижения в насосно-компрессорных трубах и подпакерном пространстве;
e. Выдача заключения о целостности интервалов колонн и цементного камня для дальнейшей установки цементного моста при ликвидации скважины в том числе без применения буровой установки или ремонтных работах в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа.
4. Способ диагностирования герметичности определенного интервала скважины, включающей в себя внутреннюю обсадную и внешнюю колонны, насосно- компрессорные трубы и эксплуатационный пакер, расположенные внутри обсадной колонны, цементное кольцо и прилегающие горные породы, содержащий этапы:
a. Определение целевой зоны скважины для установки цементного моста;
B. Тестирование давлением и определение герметичности насосно- компрессорных труб и подпакерного пространства ствола скважины на основе данных по постоянному давлению или его изменению по времени;
c. Создание интервала перфорации одновременно в насосно-компрессорной трубе, обсадной колонне и цементном кольце по крайней мере в двух зонах в целевой зоне скважины, и установка между двумя интервалами перфорации проходного устройства для разобщения двух соседних интервалов перфорации в виде расширяемого пакера с дополнительными насосно-компрессорными трубами с герметизирующим устройством на их конце, при этом один интервала перфорации расположен ниже эксплуатационного пакера, а другой - выше эксплуатационного пакера;
d. Проведение каротажа при повторном тестировании давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и дефектоскопии в целевой зоне скважины;
e. Выдача заключения о целостности интервалов колонн и цементного камня для дальнейшей установки цементного моста при ликвидации скважины в том числе без применения буровой установки или ремонтных работах в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа.
5. Способ диагностики герметичности интервала скважины ниже эксплуатационного пакера, включающей в себя внутреннюю обсадную и внешнюю колонны, цементное кольцо и прилегающие горные породы, содержащий этапы:
a. Определение целевой зоны скважины для установки цементного моста;
B. Установка временного цементного моста ниже целевой зоны скважины; c. Тестирование давлением и определение герметичности ствола скважины на основе данных по постоянному давлению или его снижению;
d. Создание интервала перфорации в обсадной колонне и цементном кольце выше целевой зоны скважины;
e. Проведение каротажа при повторном тестировании давлением с регистрацией данных шумометрии, термометрии, дефектоскопии и расходометрии в целевой зоне скважины;
f. Выдача заключения о целостности интервалов колонн и цементного камня для дальнейшей установки цементного моста при ликвидации скважины в том числе без применения буровой установки или ремонтных работах в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа.
6. Способ по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа определяют траекторию потока движения флюида в стволе скважины и за колонным пространством и цементном кольце.
7. Способ по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа определяют внутри колонный поток, движение по цементному камню, потока связанного с нарушениями целостности конструкции скважины, поток по трещине и поток по пористому пласту-коллектору.
8. Способ по любому из п.п. 1 -5, отличающийся тем, что в определенных местах не герметичности скважины на основе данных каротажа определяют за колонные интервалы поглощения или притока флюида.
9. Способ по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что перфорирование обсадной колонны и установка пакера внутри обсадной колонны осуществляют необходимое количество раз в одной и той же скважине.
PCT/RU2018/000673 2018-10-11 2018-10-11 Способ проверки целостности интервалов обсадных колонн для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию WO2020076180A1 (ru)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20210518A NO20210518A1 (en) 2018-10-11 2018-10-11 The method of casing integrity assessment in the interval where a cement plug is to be installed in a well proposed for abandonment
GB2004432.7A GB2583583B (en) 2018-10-11 2018-10-11 The method of casing integrity assessment in the interval where a cement plug is to be installed in a well proposed for abandonment
US17/283,893 US11692430B2 (en) 2018-10-11 2018-10-11 Method of casing integrity assessment in an interval where a cement plug is to be installed in a well proposed for abandonment
PCT/RU2018/000673 WO2020076180A1 (ru) 2018-10-11 2018-10-11 Способ проверки целостности интервалов обсадных колонн для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию
DKPA202170218A DK202170218A1 (en) 2018-10-11 2021-05-07 The method of casing integrity assessment in the interval where a cement plug is to be installed in a well proposed for abandonment

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2018/000673 WO2020076180A1 (ru) 2018-10-11 2018-10-11 Способ проверки целостности интервалов обсадных колонн для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2020076180A1 true WO2020076180A1 (ru) 2020-04-16

Family

ID=70164707

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2018/000673 WO2020076180A1 (ru) 2018-10-11 2018-10-11 Способ проверки целостности интервалов обсадных колонн для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию

Country Status (5)

Country Link
US (1) US11692430B2 (ru)
DK (1) DK202170218A1 (ru)
GB (1) GB2583583B (ru)
NO (1) NO20210518A1 (ru)
WO (1) WO2020076180A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115263245A (zh) * 2022-07-20 2022-11-01 安徽省皖北煤电集团有限责任公司 一种煤矿瓦斯抽采钻孔气体泄露检测定位装置
US11733121B2 (en) 2020-08-26 2023-08-22 Southwest Petroleum University Sealing integrity evaluation device for high-temperature and high- pressure casing-cement ring-formation and method thereof

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11970936B2 (en) * 2022-04-11 2024-04-30 Saudi Arabian Oil Company Method and system for monitoring an annulus pressure of a well
US20240076949A1 (en) * 2022-09-06 2024-03-07 Saudi Arabian Oil Company Wellbore intervention systems and related methods of repairing cement failures

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2092673C1 (ru) * 1995-07-20 1997-10-10 Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина Способ ремонта обсадной эксплуатационной колонны труб в скважине
RU2534309C1 (ru) * 2013-08-13 2014-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ликвидации скважины
US20150204184A1 (en) * 2012-04-23 2015-07-23 Tgt Oil And Gas Services Fze Method and apparatus for spectral noise logging
RU2576422C1 (ru) * 2014-10-02 2016-03-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) Способ физической ликвидации скважин
WO2016108914A1 (en) * 2014-12-31 2016-07-07 Halliburton Energy Services Inc. Integrated multiple parameter sensing system and method for leak detection

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6850462B2 (en) 2002-02-19 2005-02-01 Probe Technology Services, Inc. Memory cement bond logging apparatus and method
US9388685B2 (en) 2012-12-22 2016-07-12 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole fluid tracking with distributed acoustic sensing

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2092673C1 (ru) * 1995-07-20 1997-10-10 Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина Способ ремонта обсадной эксплуатационной колонны труб в скважине
US20150204184A1 (en) * 2012-04-23 2015-07-23 Tgt Oil And Gas Services Fze Method and apparatus for spectral noise logging
RU2534309C1 (ru) * 2013-08-13 2014-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ликвидации скважины
RU2576422C1 (ru) * 2014-10-02 2016-03-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) Способ физической ликвидации скважин
WO2016108914A1 (en) * 2014-12-31 2016-07-07 Halliburton Energy Services Inc. Integrated multiple parameter sensing system and method for leak detection

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11733121B2 (en) 2020-08-26 2023-08-22 Southwest Petroleum University Sealing integrity evaluation device for high-temperature and high- pressure casing-cement ring-formation and method thereof
CN115263245A (zh) * 2022-07-20 2022-11-01 安徽省皖北煤电集团有限责任公司 一种煤矿瓦斯抽采钻孔气体泄露检测定位装置

Also Published As

Publication number Publication date
GB202004432D0 (en) 2020-05-13
DK202170218A1 (en) 2021-05-11
US20210355808A1 (en) 2021-11-18
US11692430B2 (en) 2023-07-04
NO20210518A1 (en) 2021-04-28
GB2583583A (en) 2020-11-04
GB2583583B (en) 2022-11-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2020076180A1 (ru) Способ проверки целостности интервалов обсадных колонн для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию
US11274515B2 (en) Method of plugging and pressure testing a well
US11073011B2 (en) Methods and systems for wellbore integrity management
RU2384698C1 (ru) Способ исследования скважины
MX2010002326A (es) Sellos para pozo.
US11459884B2 (en) Measuring horizontal stress in an underground formation
Ibrahim et al. Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference
Al-Hussain et al. An integrated approach for downhole leak detection
Marbun et al. Well integrity evaluation prior to converting a conventional gas well to CO2 injector well–Gundih CCS pilot project in Indonesia (phase 1)
US20170030187A1 (en) Well treatment design based on three-dimensional wellbore shape
Lavrov et al. All microannuli are not created equal: Role of uncertainty and stochastic properties in well leakage prediction
Zhang et al. Measurement of wellbore leakage in high‐pressure gas well based on the multiple physical signals and history data: Method, technology, and application
US7506688B2 (en) System and method for breach detection in petroleum wells
Richard et al. Detecting a defective casing seal at the top of a bedrock aquifer
US20080230221A1 (en) Methods and systems for monitoring near-wellbore and far-field reservoir properties using formation-embedded pressure sensors
Reinicke et al. Measurement strategies to evaluate the integrity of deep wells for CO2 applications
US20180073352A1 (en) Zonal communication and methods of evaluating zonal communication
RU2702045C2 (ru) Способ проверки целостности интервалов обсадных колон для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию
Al-Qasim Monitoring and surveillance of subsurface multiphase flow and well integrity
Al-Mulhim et al. Integrated production logging approach for successful leak detection between two formations: a case study
Suryadi et al. Development of automatic bha directional tendency prediction based on drill-ahead modeling
RU2527960C1 (ru) Способ исследования скважины
Duguid et al. Collection of baseline wellbore cement data in multiple wells in the same field
Carpenter Lessons From 10 Years of Monitoring With Chemical Inflow Tracers
Harris Cement job evaluation

Legal Events

Date Code Title Description
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 202004432

Country of ref document: GB

Kind code of ref document: A

Free format text: PCT FILING DATE = 20181011

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 18936830

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 18936830

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1