СПОСОБЫ И СИСТЕМЫ ДЛЯ ОТБОРА ПРОБ ИЗ КОЛЛЕКТОРОВ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
METHODS AND SYSTEMS FOR SAMPLING FROM HEAVY OIL RESERVOIR BEDS

Предпосылки создания изобретения
1. Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится в общем к области транспортировки проб текучих сред и/или реологических измерений на поверхностях раздела в условиях температуры и давления, существующих в источнике пробы, или, по меньшей мере, при температурах, отличающихся от температуры окружающей среды, включая, но не в ограничительном смысле, текучие среды на основе углеводородов коллектора и на водной основе, буровые растворы, текучие среды разрыва и т.п., имеющие несколько фаз (твердые частицы и жидкость).
2. Предшествующий уровень техники
Необходимость отбора проб пластовых текучих сред из скважин для химического и физического анализа давно признана нефтяными компаниями, и такой отбор проб фирма Schlumberger, правопреемник настоящего изобретения, проводит уже много лет. Пробы пластовой текучей среды, также известной, как текучая среда коллектора, как правило, берут как можно раньше в течение срока эксплуатации коллектора для анализа на поверхности, а точнее - в специализированных лабораториях. Информация, которую обеспечивает такой анализ, жизненно важна при планировании и разработке коллекторов углеводородов, а также при оценке приемистости и рабочих параметров коллектора.
Процесс отбора проб из ствола скважины предусматривает опускание пробоотборного инструмента для сбора пробы или нескольких проб пластовой текучей среды за счет контакта между зондирующим элементом пробоотборного инструмента и стенкой ствола скважины. Многие известные пробоотборные инструменты создают разность давлений поперек такого контакта для обеспечения протекания пластовой текучей среды в одну или несколько камер для проб внутри пробоотборного инструмента. Этот и аналогичные процессы описаны в патентах США №№4850581 и 4936139 (причем оба они переуступлены фирме Schlumberger), в патентах США №№5303775 и 5377755 (причем оба они переуступлены фирме Western Atlas) и в патенте США №5934375 (переуступленном Halliburton). Другие примеры скважинных пробоотборных инструментов описаны в опубликованных заявках США №№20050082059, 20050279499 и 20060175053, причем все они переуступлены правопреемнику настоящего изобретения. Данные документы включены в описание, поскольку в них описаны скважинные пробоотборные инструменты. Также известна необходимость расположения, по меньшей мере, одной такой камеры, а часто - множества таких камер с соответствующими клапанами и соединениями проточных линий, внутри «модулей для проб». Пробоотборный инструмент каждого типа обеспечивает определенные преимущества при определенных условиях. Инструменты, описанные в известных публикациях, как правило, являются зондирующими пробоотборными инструментами для новых скважин, которые только что пробурены, в избытке заполнены буровым глинистым раствором и имеют уплотнительную глинистую корку между стволом скважины, находящимся под более высоким давлением, и коллектором, находящимся под более низким давлением. Настоящее изобретение предназначено для продуктивной скважины, из которой удален буровой глинистый раствор, в которой нет глинистой корки, а давление в стволе скважины меньше, чем давление в коллекторе. Теплом, подводимым с помощью изолированной гибкой трубы, интенсифицируется именно отбор проб текучей среды из межтрубного пространства, а не отбор проб зондом. Вместе с тем, существующие способы отбора проб и пробоотборные инструменты могут оказаться не подходящими для разновидностей нефти, обладающих вязкостью свыше 1000 сП.
Поскольку источники нефти, содержащей легкие углеводороды, со временем истощаются, внимание нефтяных компаний сейчас привлекает тяжелая нефть. Жизнеспособность разработки нового коллектора тяжелой нефти зависит от изменения вязкости нефти с изменением температуры. Это свойство текучей среды оказывается разным для разных типов тяжелой сырой нефти, и его, как правило, измеряют на пробе текучей среды в лаборатории. Это измерение является обязательным для построения модели финансирования разработки тяжелой нефти, поскольку генерирование требуемого количества тепла для создания потока поглощает основную часть затрат на добычу. Это, в свою очередь, создает в данной области техники потребность в получении проб тяжелой нефти из коллектора. Получение этой пробы само требует тепла, поскольку без него нефть не потечет, а это означает, что отбор проб тяжелой нефти требует нагревания на месте проведения работ.
Хотя существует возможность нагревать часть коллектора, например, с помощью электропроводных гибких труб, а затем брать пробу из этой области с помощью пробоотборного устройства, этот процесс является нелегким, потому что невозможно подвести достаточную энергию по кабелям. Больше энергии, исчисляемой количеством тепла в час, можно подвести, закачивая очень горячую текучую среду. Вместе с тем, закачивание нагретой нефти с поверхности вниз по обычной трубе для подвода тепла является нежизнеспособным вариантом, поскольку текучие среды, нагреваемые на поверхности, теряют большинство своего тепла из-за теплопередачи к тому моменту, когда они достигают области отбора проб, которая может быть заглублена в ствол скважины на тысячи метров. В связи с этим в данной области техники уже давно существует еще не удовлетворенная потребность в способе подвода тепла к участку коллектора тяжелой нефти в той области коллектора, где желательно брать пробу одновременно с развертыванием пробоотборного инструмента в этой же области, а фактически - потребность во взятии пробы из коллектора с помощью устройства или его части, используемой для подвода тепла в интересующую область коллектора. Было бы также предпочтительно достичь этого во время выкачивания текучих сред коллектора на поверхность.
Краткое изложение сущности изобретения
В соответствии с настоящим изобретением, описаны способы и системы для отбора проб композиции тяжелой нефти из коллектора, несущего композицию тяжелой нефти, предусматривающие применение установки для заканчивания скважины, изолированной трубы, нагретой текучей среды и круглого скважинного пробоотборного инструмента. Способы и системы согласно изобретению предназначены для отбора проб из продуктивной скважины, из которой удален глинистый раствор, в которой нет глинистой корки, а давление в стволе скважины меньше, чем давление в коллекторе. Пробоотборные инструменты, используемые при осуществлении способов и систем согласно изобретению, являются не зондирующими пробоотборными инструментами, использовавшимися главным образом для отбора проб из вновь пробуренных скважин, а круглыми инструментами для отбора проб текучей среды, усовершенствованными за счет подвода тепла с помощью изолированной гибкой трубы, отсутствующей в зондирующих пробоотборных инструментах. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «композиция тяжелой нефти» означает композицию, по меньшей мере, частью которой является тяжелая нефть. Термин «тяжелая нефть» может иметь разное смысловое содержание, и данную заявку не следует считать ограничиваемой каким-либо конкретным определением. В один опубликованный набор определений входят те, которые представлены «Информационным Центром по нефтеносным и битуминозным пескам» при Организации Объединенных Наций, который определяет битум как нефть, имеющую вязкость свыше 10000 сантипуаз (сП), при этом нефть, имеющая вязкость менее 10000 сП и плотность между 10° Американского нефтяного института (АНИ) и 20(АНИ, определяется как тяжелая нефть, а сверхтяжелая нефть имеет плотность менее 10° АНИ. Хотя способы и системы согласно данной заявке применимы к битуму, тяжелой нефти и сверхтяжелой нефти при условии принятия этих определений, термин «тяжелая нефть» в том смысле, в каком он употребляется в данном описании, включает в себя композиции, содержащие одну или несколько из этих фракций, если не указано иное. Вообще говоря, способы и системы согласно изобретению можно использовать для получения проб, имеющих вязкость 1000 сП или более.
Композиции тяжелой нефти могут содержать соединения, включающие в себя - но не в ограничительном смысле - углеводороды (включая сернистые углеводороды, которые могут включать в себя сероводород, меркаптаны и другие серосодержащие соединения), воду, органические и/или неорганические твердые частицы, а также могут включать в себя мицеллы, макромолекулы, глобулы, смолы, асфальтены, текучие среды на углеводородной и водной основе, буровые растворы, текучие среды разрыва и т.п., имеющие несколько фаз (твердые частицы и жидкость). Пробы тяжелой нефти, отобранные с использованием способов и систем согласно изобретению, могут содержать один или несколько компонентов каждой фазы. Иными словами, композиция тяжелой нефти может содержать одну или несколько фаз жидкости, одну или несколько фаз твердых частиц и одну или несколько фаз газа. В альтернативном варианте, в зависимости от используемого пробоотборного инструмента, пробоотборный инструмент может отделять газы от частей жидкости.
Одним аспектом изобретения являются способы отбора проб композиции тяжелой нефти, при этом один способ заключается в том, что осуществляют циркуляцию нагретой текучей среды в первой области коллектора, где присутствует или считается присутствующей композиция тяжелой нефти, с использованием насоса, находящегося на поверхности, и установки для заканчивания скважины, содержащей скважинный насос и пробоотборный инструмент, в течение времени и при расходе, достаточных для получения композиции текучей тяжелой нефти, и осуществляют отбор проб композиции текучей тяжелой нефти с использованием пробоотборного инструмента.
Некоторые варианты осуществления способов согласно изобретению могут заключаться в том, что располагают установку для заканчивания скважины в стволе скважины около первой секции коллектора тяжелой нефти, при этом установка содержит неизолированную трубу, скважинный насос, соединенный с концом неизолированной трубы, и обводную трубу, вводят через обводную трубу изолированную гибкую трубу, дистальный конец которой имеет прикрепленный к нему пробоотборный инструмент, закачивают нагретую нелетучую нефть по изолированной гибкой трубе в первую секцию коллектора с использованием насоса, находящегося на поверхности, выкачивают, по меньшей мере, часть нагретой нелетучей нефти на поверхность с использованием скважинного насоса до тех пор, пока из первой секции коллектора не начнет течь нагретая тяжелая нефть, останавливают насос, находящийся на поверхности, тем самым останавливая закачивание нагретой нелетучей нефти, и при этом поддерживают выкачивание с использованием скважинного насоса, и осуществляют отбор проб тяжелой нефти с использованием пробоотборного инструмента.
Способы в рамках притязаний изобретения включают в себя те, которые предусматривают введение пробки, такой как песчаная пробка, в ствол скважины около первой области таким образом, что обеспечивается возможность отбора проб из одной или нескольких других секций коллектора, расположенной или расположенных выше первой области.
Другие способы согласно изобретению предусматривают анализ вязкости композиции тяжелой нефти, отбор проб которой осуществлен, причем этапы циркуляции, отбора проб и анализа можно повторять для одной или нескольких других областей коллектора. Еще одни способы согласно изобретению предусматривают построение модели финансирования добычи композиции тяжелой нефти из коллектора с использованием, по меньшей мере, результатов анализа вязкости. Отбор проб композиции тяжелой нефти можно синхронизировать с отключением насоса, находящегося на поверхности, либо можно задавать моменты или интервалы отбора проб в соответствии с таймером.
Способы согласно изобретению могут предусматривать измерение температуры в зависимости от времени, на пробоотборном инструменте и, выборочно, регистрацию зависимости температуры от времени при отборе проб. Это может быть измерение с помощью памяти, питающейся от аккумулятора. Возможные способы согласно изобретению предусматривают отбор проб из одной и той же области ствола скважины при разных температурах при регулировании температур посредством закачиваемой нагретой текучей среды. Для придания изменяющихся температур текучей среды нагретой текучей среде, текущей по изолированной гибкой трубе и, таким образом, в область, где происходит отбор проб, можно использовать нагреватель, находящийся на поверхности. Это обеспечивает измерение параметров нефти, добываемой из коллектора, в зависимости от разных температур, и этот отбор проб с изменяющимися температурами можно повторять на разных глубинах или в разных областях коллектора. Таким образом, способы согласно изобретению можно использовать для отбора проб при добыче тяжелой нефти в зависимости от температуры, а также глубины в коллекторе.
Еще одним аспектом изобретения являются системы для осуществления способов согласно изобретению.
Способы и системы согласно изобретению станут понятнее при рассмотрении нижеследующего подробного описания изобретения и формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Более подробное описание изобретения приведено ниже со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает схему варианта одних системы и способа согласно изобретению;
фиг.2 - схематический вид сбоку Y-образного инструмента, используемого в способах и системах согласно изобретению;
фиг.3 - частичное сечение известной каротажной пробки, используемой в способах и системах согласно изобретению в случае развертывания в обводной трубе в Y-образном инструменте, таком как изображенный на фиг.2;
фиг.4 - сечение внутреннего уплотнительного механизма каротажной пробки согласно фиг.3;
фиг.5А, 5В, 5С, 5D иллюстрируют сечения известного пробоотборного инструмента, используемого в способах и системах согласно изобретению;
фиг.6А, 6В, 6С и 6D - сечения известной системы транспортировки проб, используемой в способах и системах согласно изобретению;
фиг.7 и 8 - сечения двух вариантов осуществления известных гибких труб и используемых в способах и системах согласно изобретению.
Вместе с тем, следует отметить, что прилагаемые чертежи выполнены не в масштабе и иллюстрируют лишь типичные варианты осуществления этого изобретения, и поэтому их не следует считать ограничивающими его объем, потому что изобретение может допускать другие, столь же эффективные варианты осуществления.
Подробное описание
В нижеследующем описании приведены многочисленные подробности, дающие представление о настоящем изобретении. Однако специалисты в данной области техники поймут, что практическое осуществление настоящего изобретения возможно и без этих подробностей и что возможны многочисленные изменения и модификации по сравнению с описываемыми вариантами осуществления. Термин «коллектор» может включать в себя отложения углеводородов, доступ к которым получают посредством одной или нескольких скважин. Термин «ствол скважины» включает в себя обсаженные, обсаженные и зацементированные или не обсаженные стволы скважин, и может относиться к скважине любого типа, включая, но не в ограничительном смысле, продуктивную скважину, непродуктивную скважину, экспериментальную скважину, разведочную скважину и т.п. Стволы скважин могут быть вертикальными, горизонтальными, проходящими под любым углом между вертикалью и горизонталью, отклоняющимися или не отклоняющимися, а также любыми комбинациями указанных вариантов, например, возможна вертикальная скважина с невертикальной составляющей частью. Фраза «в условиях высокой температуры, высокого давления» означает любые условия температуры и давления, когда давление выше атмосферного, а температура выше 20°С.
Давление в коллекторах тяжелой нефти обычно низкое, часто меньше гидростатического. Это означает, что тяжелая нефть, даже нагретая для снижения вязкости, не потечет самотеком на поверхность. Следовательно, коллекторам тяжелой нефти нужна механизированная эксплуатационная система. Соответственно, способы и системы согласно изобретению, обуславливающие приложение тепла к коллектору при отборе проб, совместимы с такой механизированной эксплуатационной системой.
Известно, что технология, обеспечивающая подъем в скважине и одновременно обеспечивающая доступ к коллектору, предусматривает использование обводной трубы, называемой Y-образным инструментом, от ветви которой развертывают скважинный насос, являющийся либо электрическим погружным насосом (ЭПН), либо насосом с расширяемыми полостями (НРП). В соответствии с ее современным назначением, эта обводная труба обеспечивает прохождение неизолированной гибкой трубы к коллектору. Эту трубу можно использовать для закачивания текучих сред, таких как вода, стимулирующие текучие среды, такие как кислоты, и текучие среды для изоляции водоносных горизонтов, такие как гели и цементный раствор. Однако закачивать нагретые текучие среды через неизолированную гибкую трубу непрактично, поскольку электропроводная гибкая труба отводит большинство тепла от текучей среды прежде, чем та достигает коллектора. Способы и системы согласно изобретению направлены на преодоление этого недостатка.
Системы согласно изобретению содержат установку для заканчивания скважины, а способы согласно изобретению предусматривают размещение установки для заканчивания скважины в стволе скважины до отбора проб композиции тяжелой нефти в коллекторе. В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, термины «установка для заканчивания скважины» и «агрегат для заканчивания» используются в значении существительных (описывающих оборудование), за исключением тех случаев, когда речь идет об операции заканчивания. В рамках объема притязаний изобретения, установки для заканчивания скважин включают в себя, но не в ограничительном смысле, установки для заканчивания обсаженных скважин, установки для заканчивания смешанных скважин, установки для заканчивания скважин с гибкими трубами, установки для заканчивания двухпластовых скважин, установки для заканчивания высокотемпературных скважин высокого давления, установки для заканчивания скважин с целью одновременной разработки нескольких продуктивных пластов, установки для заканчивания естественно фонтанирующих скважин, установки для заканчивания скважин, оборудованных механизированными эксплуатационными системами, установки для частичного заканчивания, установки для заканчивания основных скважин, установки для заканчивания скважин без использования насосно-компрессорных труб и т.п. Кроме того, один или несколько основных компонентов для заканчивания могут состоять из одного или нескольких описываемых здесь сплавов на основе железа. В том смысле, в каком она употребляется в данном описании, фраза «основные компоненты установки для заканчивания» включает в себя главные элементы нефтяной или газовой скважины, в число которых входит колонна насосно-компрессорных труб, и эти элементы гарантируют, что конкретного типа конструкция установки для заканчивания будет функционировать в соответствии со своим назначением. Основные компоненты агрегата для заканчивания зависят от типа установки для заканчивания, например, это могут быть узлы насоса и электродвигателя в установке для заканчивания, содержащей электрический погружной насос.
На фиг.1 схематично показан простой скважинный пробоотборный инструмент, подсоединенный на скважинном или дистальном конце гибкой трубы 14, как раз под точкой C циркуляции. На каждой глубине отбора проб, начиная, например, от забоя ствола вертикальной скважины, нагретая текучая среда, такая как нагретая легкая нефть, циркулирует вниз по изолированной трубе 14 и выкачивается на поверхность скважинным насосом (не показан) по неизолированной трубе, как показано стрелками. Скорости подачи насоса, находящегося на поверхности, и скважинного насоса отрегулированы для поддержания перепада давления при выкачивании и коллектора в ствол скважины. Через несколько часов (или суток) коллектор рядом с изолированной гибкой трубой нагреется. Часть композиции нагретой тяжелой нефти, вблизи дистального конца трубы 14, начнет течь самотеком. Композиция нагретой тяжелой нефти смешивается с более легкой нагретой нефтью, и обе они выкачиваются на поверхность скважинным насосом. Скважинный насос продолжит выкачивание, когда из пласта будет течь только тяжелая нефть. В некоторых вариантах осуществления способов согласно изобретению, сразу же после того, когда насос, находящийся на поверхности, перестает закачивать нагретую текучую среду вниз по изолированной бухте, в идеальном случае должна возникнуть короткая пауза перед отбором проб. Сразу же после отбора пробы, трубу 14 надо извлечь из скважины как можно быстрее, начиная повторное нагнетание нагретой текучей среды в точке C циркуляции. Это нужно для того, чтобы избежать застревания изолированной трубы и пробоотборного инструмента в стволе скважины, который будет полон нагретой тяжелой нефти, густеющей до консистенции смолы при охлаждении. Также может оказаться желательным обучить технический персонал соответствующим процедурам с учетом того факта, что последующие прогоны отбора проб придется провести со скоростью, превышающей скорость охлаждения скважины. В противном случае повторное введение в скважину может оказаться невозможным, из-за того, что в ней «застывает» столб смолы.
Возможными скважинными пробоотборными инструментами для применения в способах и системах согласно изобретению являются те, которые совместимы с Y-образным инструментом, таким как тот, который изображен на фиг.2, и могут питаться от аккумулятора и содержать управляющие часы. Такие питающиеся от аккумулятора, управляемые часами пробоотборные инструменты для эксплуатационных и нагнетательных скважин используются в некоторых вариантах осуществления изобретения при синхронизации прекращения циркуляции нагретой текучей среды и отбора проб текучей тяжелой нефти. Дебит композиции нагретой тяжелой нефти будет быстро уменьшаться по мере снижения объема нагретой тяжелой нефти. Следовательно, вскоре после прекращения циркуляции нагретой текучей среды с поверхности, скважинный пробоотборный инструмент будет активирован (или самоактивируется, если для этого есть таймер) для работы. Этого можно достичь путем синхронизации отключения насоса, находящегося на поверхности, с часами, которые управляют скважинным пробоотборником. Эту операцию отбора проб можно повторять через некоторые интервалы вверх по стволу скважины. Скважинные пробоотборные инструменты, применяемые в способах и системах согласно изобретению, являются пробоотборными инструментами диаметром 2 дюйма (5 см) (или менее) и берут пробу текучей среды из межтрубного пространства вокруг них. В возможных вариантах осуществления нет зонда, насоса и т.д., присутствующих в более сложных скважинных пробоотборных инструментах. В некоторых вариантах осуществления инструмент просто представляет собой пустую камеру и клапан, который открывается по команде из часов, причем весь инструмент достаточно мал, чтобы пройти сквозь Y-образный инструмент, и в предпочтительном варианте это изолированная бухта диаметром 2 дюйма (5 см). Одним примером является инструмент, известный под торговым названием PST, от фирмы Schlumberger, это каротажный инструмент для эксплуатационных и нагнетательных скважин.
Как упоминалось ранее, способы и системы согласно изобретению могут предусматривать измерение температуры в зависимости от времени на прообоотборном инструменте, у этого инструмента или внутри него, и выборочно регистрацию зависимости температуры от времени при отборе проб. Это может быть измерение с помощью выполненного как единое целое с пробоотборным инструментом измерительного субблока памяти, питающейся от аккумулятора. Возможные способы согласно изобретению предусматривают отбор проб из одной и той же области ствола скважины при разных температурах при регулировании температур посредством закачиваемой нагретой текучей среды. Для обеспечения изменяющихся температур текучей среды нагретой текучей среде, текущей по изолированной гибкой трубе, и таким образом, в область, где происходит отбор проб, можно использовать нагреватель, находящийся на поверхности. Это обеспечивает измерение параметров нефти, добываемой из коллектора, в зависимости от разных температур, и этот отбор проб с изменяющимися температурами можно повторять на разных глубинах или в разных областях коллектора. Таким образом, способы согласно изобретению можно использовать для отбора проб при добыче тяжелой нефти в зависимости от температуры, а также глубины в коллекторе.
Для гарантии течения только нагретой композиции тяжелой нефти, сверху и напротив скважинного пробоотборника можно установить в стволе скважины пробку, например, песчаную пробку (фиг.1). Эта пробка будет изолировать ствол скважины ниже пробоотборника и предотвратит любой остаточный поток композиции тяжелой нефти из ранее нагретого глубже расположенного коллектора в пробоотборник. Эти пробки можно устанавливать и удалять с помощью изолированной гибкой трубы 14.
2
Нагретые текучие среды, используемые в изобретении, функционируют, подводя тепло в области пласта, из которого следует получить пробы композиции тяжелой нефти. Нагретую текучую среду можно выбрать из газов, паров, жидкостей и их комбинаций, и можно выбрать из воды, органических химических веществ, неорганических химических веществ и их смесей. В некоторых вариантах осуществления нагретая текучая среда представляет собой нелетучую легкую нефть или комбинацию разновидностей нелетучей легкой нефти. Ее композиция в значительной степени зависит от конкретных давлений и температур, необходимых для получения композиции текучей тяжелой нефти. Композиция нагретой текучей среды также зависит от способности насосов, находящихся на поверхности и в скважине, перекачивать нагретые текучие среды. Как известно текучие среды коллекторов часто содержат взвешенные частицы в условиях высокого давления и высокой температуры. Частицы могут присутствовать в форме фазы второй жидкости (на углеводородной или водной основе) или в форме твердого вещества (органического или неорганического). Присутствие этих частиц связано с поведением фаз нефтяной текучей среды, а значит - с природой и/или составом этих частиц, которые могут изменяться при изменениях давления, температуры и композиции в целом. Чтобы добиться лучшего понимания поведения фаз частиц, желательно получать пробы взвешенных частиц в определенных условиях давления и температуры для последующей характеристики посредством анализа. Композицию нагретой текучей среды можно выбрать с учетом этих соображений. Текучие среды, используемые в изобретении для нагрева и циркуляции при осуществлении способов и систем согласно изобретению, включают в себя органические и неорганические жидкости и их комбинации. В идеальном случае, они представляют собой нелетучие, невоспламеняющиеся жидкости, хотя это и не является жестким ограничением. Более жесткое ограничение может заключаться в том, чтобы выбранная жидкость не причиняла значительный вред коллектору, из которого берут пробы. Подходящие органические жидкости можно выбрать из алифатических и ароматических соединений или их смесей. Алифатические соединения могут иметь обычную цепь и/или разветвленную цепь, или могут быть циклическими, имея от 1 до примерно 20 атомов углерода. Примеры углеводородов с обычными цепями могут включать в себя н-гексан, н-гептан и т.п. Примеры подходящих углеводородов с разветвленными цепями могут включать в себя изооктан и т.п., а подходящие циклические углеводороды включают в себя циклогексан и т.п. Подходящие ароматические углеводороды могут включать в себя бензол, толуол, ксилол (орто-, мета- и пара-) и т.п. Можно использовать лаковые бензины различных типов, например, непахучие лаковые бензины. Типичная композиция лаковых бензинов такова: являющийся алифатическим растворителем гексан, имеющий минимальное содержание ароматических веществ 0,1 об.%, значение каури-бутаноловой пробы 29, начальную точку кипения 149°F (65°С), конец кипения приблизительно при 156°F (69°С) и удельную массу 0,7 г/см. В Европейском Сообществе состав лаковых бензинов диктуется статьей 11(2) Директивы 2002/96/ЕС (Директива Европейского Парламента и Совета от 27 января 2003 г. по ограничению использования определенных опасных веществ в электрическом и электронном оборудовании (WEEE)). Можно использовать различные водные гликолевые растворы, такие как смеси воды и этиленгликоля, применяемые в легковых и грузовых автомобилях, если коллектор может допустить такие композиции.
Один набор композиций, которые можно применять в способах и системах согласно изобретению, описан в патентной заявке США №11/426359, поданной 26 июня 2006 г. (69.5706), принадлежащей правопреемнику данного изобретения и включенной в данное описание посредством ссылки. Описанные в ней композиции содержат растворитель асфальтенов и снижающий вязкость агент, причем эти растворитель асфальтенов и снижающий вязкость агент присутствуют в таком соотношении, что существенно снижают вязкость асфальтенсодержащего материала (например, разновидностей тяжелой нефти, битума и т.п.), и при этом, по существу, предотвращают осаждение асфальтенов либо в коллекторе, либо в насосно-компрессорной трубе, либо в обоих этих местах, при смешивании или осуществляемом по-другому контакте с асфальтенсодержащим материалом. В некоторых вариантах осуществления, снижающий вязкость агент может быть парообразным или газообразным углеводородом (при комнатной температуре и давлении), а растворитель асфальтенов может содержать толуол или эквивалент толуола. Эти композиции могут иметь большой молярный объем в условиях коллектора (около 5 МПа и 293 К) для минимизации влияния силы тяжести на течение разбавленной тяжелой нефти и могут существовать в единственной паровой фазе или в надкритическом состоянии в условиях коллектора и/или при давлении или температуре нагнетания, а также могут иметь высокое давление пара и температуру окружающей среды (по меньшей мере, столь же высокую, как у изооктана) для гарантии рециркуляции композиции из добытой нефти просто путем снижения давления, по выбору - с пополнением тепла. Растворитель асфальтенов и снижающий вязкость агент являются, по меньшей мере, частично смешиваемыми при температурах выше примерно 273 K. Растворитель асфальтенов и снижающий вязкость агент могут присутствовать в объеме или молярном соотношении, находящемся в диапазоне от примерно 100:1 до примерно 1:100, или от примерно 10:1 до примерно 1:10. Снижающий вязкость агент выбирают из обычных, разветвленных и циклических алканов, имеющих от 1 до примерно 20 атомов углерода, моноалкенов, имеющих от 1 до примерно 20 атомов углерода, диоксида углерода, пирролидонов, таких как н-метил-2-пирролидон и их комбинаций. Некоторые полезные снижающие вязкость агенты можно охарактеризовать как парафиновые. Некоторые варианты осуществления могут предусматривать наличие н-алканов, имеющих от примерно 3 до примерно 8 атомов углерода, таких как пропан. В некоторых вариантах осуществления, можно использовать вещества, снижающие гидравлическое сопротивление, такие как собственные и синтетические поверхностно-активные вещества, причем определение «собственные» в этом контексте означает химические вещества, присутствующие в сырой тяжелой нефти или битуме. Поверхностно-активные вещества можно выбрать из анионогенных, катионогенных, амфотерных поверхностно-активных веществ и комбинации двух или более таких веществ. Примеры приведены ниже. Растворитель асфальтенов можно выбрать из композиций, содержащих бензол и соединения производных бензола, в рамках общей формулы (1), а также их солей и смесей:
1
6
где R-R, включительно, - радикалы, независимо выбранные из водорода, гидроксила, галогена, нитрата, амина, сульфата, карбоксила, амида и т.п., линейных и разветвленных алкилзаместителей, ароматических, циклических, алкарильных, аралкильных заместителей или их смесей; и где каждая из R-групп может содержать от 1 до 30 атомов углерода. Примеры включают в себя толуол и эквиваленты толуола, такие как бензол, ксилол (орто-, мета- и пара-), стирол, метилбезол и их смеси. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «производные бензола» означает соединения, имеющие от одного до шести заместителей, присоединенных к центральной части молекулы бензола. Также могут присутствовать полициклические ароматические углеводороды, такие как нафталин, антрацен и фенантрен. Полезными растворителями асфальтенов также могут быть природные и/или синтетические смолы, смолистые ароматические соединения и т.п.
Установки для заканчивания скважин, применяемые при осуществлении способов и систем согласно изобретению, содержат неизолированную или «обычную» трубу (с соединениями или без них), проходящую с поверхности в область или области пласта, где желательно брать пробы, и Y-образный инструмент, на одной ветви которого подвешен скважинный насос, а на другой - обводная труба. Каждый из этих признаков подробнее рассматривается ниже, как и подходящие насосы, расположенные на поверхности, и скважинные пробоотборники.
На фиг.2 изображены Y-образный инструмент, применяемый при осуществлении изобретения, и сопровождающие его обводная труба и скважинный насос. Показаны насосно-компрессорная труба 70, переходное колено 2 насосно-компрессорной трубы, транспортировочный переводник 8 и Y-образный инструмент 6. В правой стороне фиг.2 показаны переводник 50 насоса, выпускная головка 52 насоса, выпускной напорный патрубок - канал 54 насоса, скважинный насос 56 (на этом чертеже - модели ESPCP S20F170 от фирмы Schlumberger), переходник 58 ротора насоса, впускной патрубок 60 насоса, защитное приспособление 62 насоса, электродвигатель 64, блок 66 датчиков и стыковочный ниппель 68. Также показаны рабочее устройство 72, известное под названием “Teleswivel” (телевертлюг), обводная труба 74 и направляющая 76 для повторного ввода.
Обводная труба 74, подвешенная на Y-образном инструменте 6, имеет такие размеры, что ее внутренний диаметр или канал имеет достаточный размер, чтобы в инструменте можно было поместить показанную на фиг.1 изолированную гибкую трубу 14, имеющую меньший диаметр, например, изолированную гибкую трубу, имеющую наружный диаметр 2 дюйма (5 см). Наружный диаметр изолированной трубы таков, что она может двигаться в продольном направлении через обводную трубу, если это потребуется. Хотя можно использовать одиночную неизолированную трубу, а также одиночную изолированную трубу, это не является обязательным признаком. Например, в зависимости от локальной подачи трубы и схематического профиля скважины, можно использовать несколько участков неизолированных труб и изолированных гибких труб, для отбора проб из разных областей коллектора.
3
3
Ранее известные каротажные пробки труб, сворачиваемых в бухты, для Y-образных инструментов были основаны на узком зазоре в бронзовой втулке для обеспечения динамического гидравлического уплотнения. Однако иррегулярная геометрия гибкой трубы, возникающая из-за овальности и износа этой трубы, а также ограниченная длина уплотнения из-за ограничений на длину пробки, создают значительных размеров канал утечки для рециркуляции перекачиваемой текучей среды. В скважинах с большим дебитом, превышающим 1500-2000 м/сутки, допустима утечка 600-800 м, поскольку при ней все равно достигаются хорошие результаты без перегрева электрического погружного насоса. Таким образом, для скважин с большим дебитом эта конструкция с бронзовой втулкой оказалась достаточной на стадиях заканчивания, где имеет место большинство проводимых в мире операций каротажа посредством Y-образных инструментов, содержащих гибкие трубы. Вместе с тем, в скважинах с малым дебитом вся текучая среда будет рециркулироваться, а это делает диаграмму результатов геофизических исследований недействительной и приводит к перегреву ЭПН. Для решения этой проблемы была разработана новая конструкция пробки, описанная в находящейся во владении обладателя прав на данную заявку опубликованной американской патентной заявке №20050279494 под названием «Каротажная пробка с монолитным внутренним уплотнением», включенную в описание путем ссылки. Это было серьезной инженерной проблемой, поскольку толщина стенок пробки, имеющаяся для внедрения усовершенствованного уплотнения, ограничена относительно крупной гибкой трубой и малой обводной трубой. Для достижения проектной глубины длинных горизонтальных скважин, в некоторых коллекторах требуются бухты диаметром 2 дюйма (5 см). Идея заключалась в том, чтобы рассматривать гибкую трубу как поршень и обеспечить наличие гибкого уплотнительного механизма. В процессе сложных испытаний на открытой площадке, пробку уплотняли на протяжении 6000 футов (1830 м) движения гибкой трубы диаметром 2 дюйма (5 см) при изменяющихся скоростях и давлениях. Новая пробка гарантирует многочисленные рейсы каротажа в скважинах с малым дебитом.
На фиг.3 представлено частичное сечение известной каротажной пробки, используемой при осуществлении способов и систем согласно изобретению в случае развертывания в обводной трубе 74 Y-образного инструмента, такого как изображенный на фиг.2, а на фиг.4 представлено сечение внутреннего уплотнительного механизма каротажной пробки согласно фиг.3. На фиг.3 показана каротажная пробка 10, раскрытая в опубликованной патентной заявкой №20050279494, используемая в настоящем изобретении, размещенная в обводной трубе 74 в стволе скважины (не показан) и имеющая изолированную гибкую трубу 14, для проведения отбора проб в коллекторе при осуществлении настоящего изобретения. Каротажная пробка 10 содержит верхний переводник 16, внутренний уплотнительный кожух 18 и находящийся между ними внутренний уплотнительный узел 20 для создания уплотнения между изолированной гибкой трубой 14 и каналом внутреннего уплотнительного кожуха 18. Каротажная пробка 10 также включает в себя наружный уплотнительный узел 22 для создания уплотнения между наружной поверхностью каротажной пробки и каналом обводной трубы 74. Наружный уплотнительный узел 22 состоит из некоторого количества кольцевых уплотнений 24 V-образного сечения, известных в данной области техники, и оперт снизу на внутренний уплотнительный кожух 26. В нижнюю поверхность наружного уплотнительного кожуха 26 упирается цилиндрическая пружина 28, которая упирается также во внутреннюю гильзу 30 своим противоположным концом. Цилиндрическая пружина 28 заключена внутри опорного кольца 32, которое установлено между наружным уплотнительным кожухом 26 и внутренней гильзой 30. Нижнее тело 34 каротажной пробки 10 окружает внутреннюю гильзу 30 и простирается до нижнего переводника 36, в котором установлен срезаемый палец 38. Срезаемый палец 38 крепит нижний переводник 36 к стопорной гильзе 40 до тех пор, пока не начнется удаление изолированной гибкой трубы 14 из обводной трубы 74 после завершения операции отбора проб. В месте 44 к нижней части трубы 14, внутри каротажной пробки 10 подсоединено переходное колено 42, которое поддерживает скважинный пробоотборный инструмент 42 на его скважинном конце (более подробное пояснение этого инструмента приводится в описании, сопровождающем фиг.5А-5D). В начале операции отбора проб каротажная пробка 10, находящаяся на изолированной гибкой трубе 14, размещается на полированном ниппеле в канале обводной трубы 74. Наружные кольцевые уплотнения 24 V-образного сечения, контактируя с каналом обводной трубы 74, предотвращают прохождение текучих сред ствола скважины вокруг наружной поверхности каротажной пробки 10. После этого развертывание изолированной трубы 14, сворачиваемой в бухту, продолжается по мере ее прохождения по каналу каротажной пробки 10, которая теперь неподвижна внутри обводной трубы 74. Внутренний уплотнительный узел 20, подробнее описываемый в связи с фиг.4, гарантирует, что в любой момент времени между изолированной трубой 14, сворачиваемой в бухту, и каналом каротажной пробки 10 существует монолитное уплотнение, предотвращая рециркуляцию текучих сред в обводную трубу 74 по этому пути во время операций с трубой, сворачиваемой в бухту.
На фиг.4 внутренний уплотнительный узел 20, показанный на фиг.3, изображен в сечении, а находящаяся в нем изолированная гибкая труба 14 не показана. Внутренний уплотнительный узел 20 содержит верхнее кольцевое уплотнение 21, верхнее крышечное уплотнение 23, центральное кольцевое уплотнение 25, нижнее крышечное уплотнение 27 и нижнее кольцевое уплотнение 29. В дополнение к своей уплотнительной функции, каждое кольцевое уплотнение 21, 25, 29 помогает застопорить соседнее с ним крышечное уплотнение (соседние с ним крышечные уплотнения), действует как барьер для мусора и служит в качестве подшипника для движущейся сквозь него изолированной гибкой трубы. Кольцевые уплотнения 21, 25, 29 выполнены из материала с низким коэффициентом трения, например, такого как PEEK. Крышечные уплотнения 23, 27 являются самодействующими и стойкими к экструзии. Каждое крышечное уплотнение 23, 27 содержит эластомерное кольцо 23А, 27А круглого поперечного сечения, окруженное в канале уплотнения крышечным кольцом 23В, 27В. Кольца 23А, 27А круглого поперечного сечения выполнены, например, из фторэластомера, а крышечные кольца 23В, 27В выполнены из политетрафторэтилена (ПТФЭ) высшего сорта, например, такого как Avalon 89. Поскольку кольца 23А, 27А круглого поперечного сечения выполнены, из фторэластомера, они активно воздействуют на крышечные уплотнения 23, 27, создавая хороший контакт между крышечными кольцами 23В, 27В и изолированной гибкой трубой 14 в любое время и безотносительно любого остаточного изгиба в гибкой трубе, или искажения ее поперечного сечения. Следует отметить, что каждое из крышечных уплотнений 23, 27 может содержать более одного кольца 23А, 27А круглого поперечного сечения, когда требуется, чтобы гибкость уплотнения была еще больше.
Можно использовать тепловой генератор, находящийся на поверхности, и насос, находящийся на поверхности, для закачивания нагретой текучей среды вниз по изолированной гибкой трубе, сразу же после того, как та окажется на своем месте в обводной трубе агрегата для заканчивания скважины. В этих целях можно использовать любые насос и тепловой генератор, находящиеся на поверхности. Насосы, находящиеся на поверхности, такие как горизонтальные насосные системы (ГНС), обычно включают в себя источник движения, которым может быть электродвигатель, турбина, дизельный или не дизельный двигатель внутреннего сгорания, генератор и т.п., в некоторых случаях объединенный с защитным приспособлением, уплотненной камерой и т.п., и насос, установленный на горизонтальных салазках. Горизонтальные насосные системы можно использовать в настоящем изобретении для закачивания нагретой текучей среды в область коллектора, из которого желательно взять одну или несколько проб. Как поясняется в патенте США №6425735, принадлежащем правопреемнику данного изобретения, электродвигатель может быть гибко сочленен с горизонтальными салазками на предназначенной для электродвигателя установочной поверхности горизонтальных салазок. Насос может быть сочленен с горизонтальными салазками посредством установочного узла, который может включать в себя опору (например, неподвижную опору) и зажимные узлы. Насос можно сочленять с возможностью привода с электродвигателем через посредство опоры. В альтернативном варианте, опора может быть наружным узлом патрубка, конфигурация которого обеспечивает подсоединение к патрубку насоса, такому как один из двух патрубков насоса, выступающих из насоса.
3
Скважинный насос может быть выбран из любых скважинных насосов, совместимых с нагретыми текучими средами и Y-образным инструментом, причем определение «нагретые» в данном случае охватывает любую температуру выше 150°F (65°С). Примером такого насоса является тот, который известен под торговым названием “Hotline ESP” и поставляется фирмой Schlumberger. Скважинный насос может быть поршневым насосом или центробежным насосом. Подходящие поршневые насосы включают в себя насосы с расширяемыми полостями (НРП), такие как насос модели ESPCP S20F170, рассмотренный в связи с фиг.2. Можно использовать и другие НРП, такие как те, которые известны под различными торговыми названиями, например, такими как “15 TP 600 SL”, “30 TP 650 SL”, “80 TP 400 SL” и “1000 TP 200 SL”, и которые поставляет фирма Kudu Industries Inc., Калгари, провинция Альберта, Канада. При скорости вращения электродвигателя 500 об/мин и нулевом напоре, производительность этих НРП составляет, соответственно, 15, 27, 90 и 1000 м/сутки. Скважинный насос может быть электрическим погружным насосом (ЭПН), таким как известные под торговым названием Axia™ насосные системы от Schlumberger Technology Corporation или их модификации. Насосы этого типа могут иметь упрощенную двухкомпонентную конфигурацию «насос - электродвигатель», включающую в себя насос, имеющий одну или более ступеней внутри корпуса, и объединенные электродвигатель и защитное приспособление. В насос могут быть встроены как единое целое впускная и выпускная головки. Меньшее количество механических соединений может вносить свой вклад в ускоренную установку и повышенную надежность этих ЭПН. Объединенный узел электродвигателя и защитного приспособления, известный под торговым названием ProMotor™, может быть предварительно заполнен регулируемой средой и может включать в себя выполненный с ним как единое целое прибор, измеряющий температуры и давления в скважине. Альтернативные конфигурации электрических погружных насосов, которые можно применить при осуществлении способов и систем согласно изобретению, включают в себя ЭПН, развертываемые на кабеле, и ЭПН, развертываемые на гибкой трубе, с силовым кабелем, скрепленным с наружной поверхностью гибкой трубы (эта труба действует как «добывающая среда»). Например, три «расположенные сверху» двигателя могут осуществлять привод трех ступеней насоса, причем все ступени насоса заключены в корпусе. В числе ступеней насоса, три ступени насоса могут быть идентичными по рабочим параметрам, а некоторые ступени насоса могут иметь отличающиеся рабочие параметры. Можно предусмотреть отдельное защитное приспособление, а также устанавливаемый по выбору датчик давления или температуры, глубинный защитный клапан и полый шпиндель для нагнетания химических веществ. Технология забойных впускных ЭПН (с электродвигателем, расположенным сверху) разрабатывалась в течение ряда лет. Важно надежно устанавливать ступени насоса, электродвигатели и защитное средство внутри гибкой трубы, гарантируя меньшие продолжительности установки и извлечения наряду с защитой кабелей и возможностью опускания в действующую скважину и подъема из нее.
Сбор и отбор проб подземных текучих сред, содержащихся в подземных пластах, хорошо известен. Например, в промышленности средств разведки и добычи нефти пробы пластовых текучих сред собирают и анализируют в разных целях, например, для определения наличия, состава и продуктивности подземных коллекторов углеводородных текучих сред. Этот аспект процесса разведки и добычи может оказаться основополагающим при разработке стратегий разведки и оказывает влияние на важные финансовые затраты и экономию затрат. Примеры скважинных пробоотборных инструментов описаны в патентах США №№4860581, 4936139, 6223822, 6457544, 6668924, а также в опубликованных американских патентных заявках №№20050082059, 20050279499 и 20060175053, причем все они переуступлены правопреемнику настоящего изобретения. Предложены и различные другие способы и устройства для получения проб подземных текучих сред. Например, в патенте США №6230557 (Ciglenec и др.), патенте США №6223822 (Jones), патенте США №4416152 (Wilson), патенте США №3611799 (Davis) и публикации №WO 96/30628 международной патентной заявки разработаны некоторые зонды и связанные с ними методы совершенствования отбора проб. Другие методы разработаны для отделения чистых текучих сред во время отбора проб. Например, в патенте США №6302959 (Hrametz и др.) описан пробоотборный зонд с двумя гидравлическими магистралями для извлечения пластовых текучих сред из двух зон в стволе скважины. Текучие среды ствола скважины всасываются в огражденную зону отдельно от текучих сред, всасываемых в зону зонда. Несмотря на достижения в отборе проб, потребность в разработке методов отбора проб текучих сред композиций тяжелой нефти сохраняется.
На фиг.5А, 5В, 5С, 5D иллюстрируются четыре стадии работы круглого скважинного пробоотборного устройства 80, используемого в способах и системах согласно изобретению. Это конкретное пробоотборное устройство известно под торговым названием "Пробоотборник для однофазного коллектора" (SRS) от фирмы Schlumberger, но можно также использовать и другие эквивалентные пробоотборники. Пробоотборное устройство 80 можно использовать совместно с блоком 102 переноса в полевых условиях, устанавливаемой по выбору рубашкой нагрева и бутылью 103 для однофазных проб, которые в данном описании рассматриваются в связи с фиг.6А-6D. Пробоотборный инструмент 80 типа ПдОК представляет собой скважинный пробоотборный инструмент с компенсацией давления и может работать в колоннах, содержащих до 8-ми инструментов на гладком стержне, электрической магистрали, трубе, сворачиваемой в бухту, насосных штангах или носителе (SCAR-A) связки. Каждый инструмент имеет свои собственные часы 82, что обеспечивает повышенный универсализм в процессе принятия решения о том, когда и на какой глубине скважины отдельные инструменты в колонне должны брать пробу. Пробоотборный инструмент типа ПдОК рассчитан на рабочее давление 15000 фунтов-сил на квадратный дюйм (фн-с/кв.д) (103 МПа), испытательное давление 22500 фн-с/кв.д (155 МПа) и температуру 400°F (204°С).
Для взятия пробы в соответствии с предлагаемыми способами и системами, инструмент 80 крепят к дистальному концу изолированной гибкой трубы и транспортируют вниз по скважине через обводную трубу 74 Y-образного инструмента. Каждый инструмент независимо переключается на захват пробы либо часами 82, срабатывающими от высокой температуры, которые могут представлять собой механические часы, имеющие задержку до 12 часов, либо электронными часами для длительных операций, занимающих до нескольких недель. В альтернативном варианте может срабатывать разрывной диск, когда инструмент 80 движется в носителе (SCAR-A) пробы как часть колонны скважинных пробоотборных инструментов и активируется прикладываемым давлением межтрубного пространства. Пробоотборный инструмент включает в себя основной корпус 81, воздушную камеру 84, регулирующий клапан 86, укупорочное устройство 87, камеру для буферной текучей среды 88 и пробоотборные отверстия 90. Пробоотборный инструмент 80 также содержит плавающий поршень 91, камеру, наполненную текучей средой 92, компенсирующей давление, дисковый сепаратор 94 и другую камеру 96, наполненную азотом или другим инертным газом. Эту версию скважинного пробоотборного инструмента завершают закрепленный поршень 93 и золотниковый клапан 95.
3
При запуске, пробоотборный инструмент 80 извлекает пробу объемом 600 см за счет регулируемого перемещения текучей среды коллектора, представляющей собой нагретую тяжелую нефть, при этом текучая среда коллектора воздействует на плавающий поршень 91 внутри камеры для проб. Весь процесс отбора проб занимает приблизительно пять минут и показан четырьмя этапами на фиг.5А (расположение при движении), 5В (начало отбора проб), 5С (завершение отбора проб и закрытие камеры проб) и 5D (компенсация давления). Азот, нагнетаемый на поверхности, вызывает заправку текучей средой, компенсирующую давление, при закрытых пробоотборных отверстиях 90. Механические или электрические часы 82 задают время открывания регулирующего клапана 86. В начале отбора проб, регулирующий клапан 86 открывается часами 82. Буферная текучая среда 88 проходит в воздушную камеру 94, и плавающий поршень 91 перемещается за счет введения текучей среды, т.е. нагретой тяжелой нефти коллектора. По завершении обора проб, камера для проб наполнена нагретой тяжелой нефтью. Плавающий поршень 91 воздействует на укупорочное устройство 87, а закрепленный поршень 93 перемещается в камеру для проб, изолируя пробу НТН. Механическое блокирующее укупорочное устройство 87 гарантирует, что повторное открывание отверстий 90 пробоотборного инструмента не произойдет. По мере завершения укупоривания, золотниковый клапан 95 открывается, выпуская текучую среду 92, компенсирующую давление. Когда инструмент извлекают с помощью обычной (неизолированной) гибкой трубы, температура обычно должна падать, а проба должна уменьшаться. Однако это можно минимизировать повторным инициированием потока нагретой текучей среды сквозь изолированную гибкую трубу, используемую в настоящем изобретении. С помощью текучей среды 92, компенсирующей давление, в пробе поддерживается предварительно заданное давление. Предварительно заданное давление определяется давлением нагнетания азота перед рабочим началом отбора проб.
После успешного захвата пробы, камера для пробы, имеющаяся в пробоотборном инструменте, блокируется и механически, и гидравлически. Тогда проба поддерживается при давлении коллектора, или давлении, превышающем давление коллектора, за счет выпуска предварительно заданной порции азота. Азот в камере 96 действует подобно пружине на пробу нагретой тяжелой нефти посредством плавающего поршня 91, действующего на буферную текучую среду 88, которая может быть синтетическим маслом, что позволяет избежать загрязнения пробы нагретой тяжелой нефти азотом. Давление добычи обычно задают на нескольких тысяч фунтов сил на квадратный дюйм (или сотен МПа) превышающим давление при температуре начала кипения, или - в случае исследований асфальтенов - превышающим давление коллектора.
Действие пробоотборных инструментов основано на эластомерных уплотнениях между пробой и атмосферой, и поэтому не является идеальным для долгосрочного хранения или транспортировки проб. Поэтому когда пробоотборный инструмент извлекают на поверхность, пробу переносят с поддержанием условий пласта из пробоотборного инструмента в компенсирующий давление цилиндр 103 для проб, как показано на фиг.6А-6D. Фиг.6А иллюстрирует исходную сборку, фиг.6В иллюстрирует перенос пробы, фиг.6С иллюстрирует завершение переноса, а фиг.6D иллюстрирует создание шапки азота или другого инертного газа. Цилиндр для проб может быть цилиндром, известным под торговым названием "бутыль для однофазных проб", от фирмы Schlumberger, хотя удовлетворительной будет любая бутыль для проб, имеющая аналогичную конструкцию. Подготовку пробоотборного инструмента и переносы проб, взятых на месте из скважины, в цилиндр 103 для проб можно проводить с помощью устройства, известного под торговым названием «блок переноса в полевых условиях», обозначенного позицией 102 и представляющего собой портативный производственный модуль от фирмы Schlumberger, который имеет три специализированных насоса высокого давления для азота, синтетического масла и смеси воды с гликолем. С помощью рубашки нагрева (не показана) оказываются возможными переносы проб при температуре вплоть до температуры коллектора. Система дополнительно включает в себя резервуар 104 для сбора воды и гликоля, манометр 109 и источник N2 азота. Цилиндр 103 для проб включает в себя поршень 107 и камеры 105 переменного объема, наполненные (например) раствором гликоля в воде.
Минимальный размер или объем собираемой пробы определяется минимальным требованием к пробам при конкретном аналитическом способе отбора, в типичном случае - вязкостью. Некоторые из существующих в настоящее время методов анализа состава требуют лишь нанограммов материала для надлежащего анализа, однако анализы вязкости могут потребовать значительно большего объема пробы. В зависимости от требуемого объема пробы, могут потребоваться многочисленные сборы проб, чтобы собрать достаточно материала для анализа. По этим и другим причинам, системы и способы согласно изобретению можно автоматизировать. Собранная проба может содержать фазы газа и жидкости, надкритические фазы и любую их комбинацию. Проба может представлять собой любую пробу, взятую при повышенных температурах и давлениях, включая - но не в ограничительном смысле - композиции, содержащие углеводороды (включая сернистые углеводороды, которые могут включать в себя сероводород, меркаптаны и другие серосодержащие соединения), воду, органические и/или неорганические твердые частицы, а также могут включать в себя мицеллы, макромолекулы, глобулы, смолы, асфальтены, текучие среды на углеводородной и водной основе, буровые растворы, текучие среды разрыва и т.п., имеющие несколько фаз (твердые частицы и жидкость).
Совсем недавно появились теплоизоляционные гибкие трубы. Например, компания под названием MAJUS в Соединенном Королевстве разрабатывает такую гибкую трубу, пользуясь технологией подводных трубопроводов. Ожидается, что тепловые потери на протяжении 2000 м длины гибкой трубы составят всего 5%. При наличии такой специализированной гибкой трубы окажется возможным перекачивание нагретых текучих сред без значительных тепловых потерь, что дает возможность подводить тепло одновременно в коллектор и в текучие среды, выкачиваемые из коллектора.
3
Как поясняется в патентной заявке США №20060175053 А1, опубликованной 10 августа 2006 г., включенной в данное описание путем ссылки и переуступленной компании MAJUS, Соединенное Королевство, существует несколько возможностей обеспечения изоляции между двумя трубами из числа изолированных труб. На фиг.7 показано сечение гибкой трубы 4 и подходящей, в частности, для способов и систем согласно изобретению. Труба 4 изготовлена методом, который известен под названием «труба в трубе». Эта первая труба 202 механически защищена второй наружной трубой 210 большего диаметра, концентричной первой трубе 202. Между двумя трубами размещен изолятор 220. Очень хорошим изолятором является вакуум, однако при условии больших длин трубы, о которой идет речь, сжимающие механические напряжения в кольцевом пространстве между этими трубами и тепловые изменения, которые могут вызывать механическое напряжение продольного изгиба в трубах, делают вакуумную изоляцию неспособной гарантировать, что эти две трубы не вступят в контакт друг с другом. Такой контакт мог бы, во-первых, устранить изолирующий вакуум между двумя трубами, а также мог бы привести к тепловым потерям из-за проводимости - главным образом потому, что трубы изготовлены из металлического материала. Этих контактов можно избежать путем введения прокладок 250 между двумя трубами. В пространство между трубами можно ввести жесткий изолятор 220, который способен противостоять разрушению и который будет действовать как прокладка, предотвращая контакт труб друг с другом. Материал, используемый для изготовления этих прокладок, должен обладать хорошими изоляционными свойствами. Такой материал преимущественно может быть микропористым материалом. Этот микропористый материал, могущий быть материалом того типа, который описан в патенте США №6145547, включенном в данное описание путем ссылки, преимущественно получают прессованием порошка, например - смеси, содержащей большую долю кремнезема наряду с малой долей диоксида титана. Такой прессованный микропористый материал преимущественно имеет плотность в диапазоне между 200 и 400 кг/м. Теплоизоляционные свойства такого материала значительно улучшаются, когда он находится под низким давлением в кольцевом пространстве между двумя трубами. Такое низкое давление, преимущественно находящееся в диапазоне между 1 мбар и атмосферным давлением, можно получить в данном случае путем использования вакуумного насоса 160 между концентрическими трубами 202 и 210. Функция прокладки, выполняемая таким микропористым материалом, может быть реализована, если его используют для заполнения всего пространства между этими двумя трубами. С точки зрения механики, оказывается возможным также равномерное размещение прокладок, выполненных из этого микропористого материала, лишь на протяжении нескольких сантиметров в длину вдоль трубы 4 через интервалы, находящиеся в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 1 м, что гарантирует армирование, препятствующее любому разрушению изолятора.
3
-2
-2
Изолятор 220 также может быть выполнен путем изготовления суперизолятора, образованного отражающими экранирующими листами 230, между которыми заключены слои порошка 240, и это может быть такой суперизолятор, как тот, который описан в опубликованной патентной заявке США №20050100702, включенной в данное описание путем ссылки, и схематически проиллюстрирован на фиг.8. Экраны образованы отражающим листом, например, алюминия, на который осажден порошок и который спирально намотан сам на себя. Порошок 240 может иметь гранулометрию, по существу, эквивалентную порам размером 40 микрометров, и этот размер соответствует порядку величины среднего свободного пробега молекул газа, в котором находится порошок, и плотности в диапазоне между 50 и 150 кг/м. В преимущественном варианте, между упомянутыми двумя трубами изолированной трубы, сворачиваемой в бухту, можно поддерживать давление в диапазоне между 10 и 1 мбар. Возможно также изготовление изолятора 220 путем объединения использования многослойных отражательных экранирующих листов 230 с частичным вакуумом порядка 10-1 мбар. Такой изолятор гарантирует нагрев продуктивной зоны до температуры, близкой к 200°С, что в свою очередь гарантирует значительное снижение вязкости композиции тяжелой нефти и тем самым гарантирует приемлемую пробу.
Изолированная гибкая труба также описана в патенте США №6015015, включенном в описание путем ссылки. Эта изолированная труба представляет собой, в некоторых вариантах осуществления, непрерывную составную гибкую трубу, включающую в себя внутреннюю гибкую трубу, расположенную внутри внешней гибкой трубы. Два отрезка гибких труб ограничивают кольцевое пространство, которое может быть изолировано или может содержать изоляционный материал. Как отмечается в упомянутом патенте №6015015 - и согласуется с вышеописанной опубликованной патентной заявкой №20060175053, переуступленной компании MAJUS, - понятно, что одним средством «обеспечения изоляции» является обеспечение вакуума. В вакууме возможно наличие изоляционного материала. В пределах кольца, разделяющего трубы, разнесено в продольном направлении множество центраторов. Сама составная труба наделена достаточной гибкостью для наматывания на барабан, перевозимый на грузовике, и достаточную жесткость для введения в канал. Во время скважинных операций, одним ограничением обычно является размер. В типичном случае будет желательно, чтобы составная гибкая труба выполняла свою функцию при одновременной минимизации наружного диаметра составной трубы. Как упоминается в патенте №6015015, по этой причине «концентричные» гибкие трубы, в противоположность эксцентричным гибким трубам, могут оказаться более экономичной и практичной конструкцией, когда приходится использовать сдвоенные гибкие трубы. Концентричность обладает дополнительными конструктивными выгодами с учетом операций наматывания колонны сдвоенных гибких труб на барабан. Вместе с тем, следует понять, что изолированные сдвоенные гибкие трубы могут функционировать и в случае, если они не концентричны или если множество «центраторов» отстоят друг от друга, но не поддерживают точную «концентричность».
Каждый из отрезка внутренней трубы и отрезка внешней трубы, которые образуют используемую гибкую трубу, может составлять, по меньшей мере, несколько сотен или несколько тысяч футов или метров. Используемая труба, сворачиваемая в бухту, должна обладать достаточной конструктивной целостностью, включая гибкость и жесткость, для повторного наматывания на барабан и разматывания с него, а также для повторного введения в ствол скважины и извлечения из него, как поясняется в упомянутом патенте №6015015. Кольцевое пространство между внутренней и внешней бухтой может быть уплотнено, препятствуя гидравлическому сообщению со средой снаружи труб. Кольцевое пространство может быть уплотнено, чтобы вообще исключить гидравлическое сообщение со средой снаружи с одновременным обеспечением, по меньшей мере, ограниченного внутреннего гидравлического сообщения в пределах самого кольцевого пространства. В некоторых вариантах осуществления используемых в упомянутом патенте изолированных концентрических гибких труб на одном конце изолированной гибкой трубы, отрезок внутренней трубы может быть прикреплен к отрезку внешней трубы, а на другом конце составной трубы оба отрезка могут быть подсоединены к точке продолжения. На каждом конце секции отрезок внутренней трубы может быть уплотнен либо у отрезка внешней трубы, либо в точке расширения, что обеспечивает уплотнение кольцевого пространства между упомянутыми двумя трубами.
Максимальный наружный диаметр внешней трубы ограничен лишь необходимостью обеспечить возможность расположения изолированной трубы внутри обводной трубы установки для заканчивания скважины. Предположительно, наружный диаметр внутренней трубы изолированной трубы может находиться в диапазоне от одного дюйма (2,54 см) до примерно пяти дюймов (12,7 см), а наружный диаметр отрезка внешней трубы может находиться в диапазоне между двумя дюймами (5,1 см) и шестью дюймами (15,2 см). Кольцевое пространство предпочтительно имеет ширину примерно 1/2 дюйма (примерно 1,25 см). Кольцевое пространство не обязательно должно иметь везде одинаковую ширину. «Изоляция» изолированной трубы, сворачиваемой в бухту, может быть выбрана из вакуума, инертного газа, частиц рыхлого заполнителя, а в частности - мелкозернистых частиц рыхлого заполнителя, например, мелкозернистого перлита, пропущенного через сито с подходящим размером ячейки (1,19 мм), и их комбинаций.
В кольцевом пространстве между внутренней и внешней трубами изолированной гибкой трубы, используемой при осуществлении способов и систем согласно изобретению, могут присутствовать центраторы. Используемые центраторы обеспечивают гидравлическое сообщение в продольном направлении через центраторы. Такое сообщение можно обеспечить посредством наружных периферийных канавок, которые также служат для минимизации радиальной теплопроводности. Центраторы предпочтительно содержат разрезные стальные кольца, расположенные между двумя трубами через интервалы, находящиеся в диапазоне между пятью и семью футами (от 1,5 м до 2,1 м), или через интервалы приблизительно шесть футов (1,8 м).
Хотя выше подробно описаны лишь несколько возможных вариантов осуществления этого изобретения, специалисты в данной области техники легко поймут, что в рамках новых технических признаков и преимуществ этого изобретения возможны многочисленные изменения в возможных вариантах его осуществления. Соответственно, все такие изменения считаются находящимися в рамках объема притязаний изобретения, определяемых нижеследующей формулой изобретения.