СКВАЖИННЫЙ БУРИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ, ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА И СПОСОБ ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПОСРЕДСТВОМ СКВАЖИННОГО ИНСТРУМЕНТА
WELL DRILLING TOOL, TOOL FOR EVALUATION OF PARAMETRES OF FORMATION AND EVALUATION METHOD OF PARAMETRES OF FORMATION BY MEANS OF WELL TOOL

Настоящее изобретение относится к отбору проб скважинных текучих сред в стволе скважины, проходящей сквозь подземный пласт. В частности, изобретение относится к способам сбора проб скважинных текучих сред и извлечения проб на поверхность.
Стволы скважин пробуривают с целью разведки и добычи углеводородов. В процессе бурильных работ часто желательно выполнять различные оценки параметров пласта, проходимого стволом скважины, например, в течение периодов времени, когда фактическое бурение временно прекращено. В некоторых случаях бурильная колонна может быть снабжена одним или несколькими бурильными инструментами для испытания и/или отбора проб из окружающего пласта. В других случаях бурильная колонна может быть удалена из ствола скважины в порядке так называемой «спускоподъемной операции», а каротажный инструмент может быть размещен в стволе скважины для испытания и/или отбора пробы из пласта. Отборы проб или испытания, осуществляемые посредством таких скважинных инструментов, могут быть использованы, например, для определения местоположения представляющих ценность продуктивных углеводородных пластов и управления добычей углеводородов из них.
Такие бурильные инструменты и каротажные инструменты, а также другие скважинные инструменты, транспортируемые на гибкой трубе, бурильной трубе, обсадной колонне или на других транспортировочных средствах, в настоящей заявке также называются просто «скважинными инструментами». Такие скважинные инструменты сами могут включать несколько интегральных модулей, каждый из которых предназначен для выполнения отдельной функции, и скважинный инструмент может быть использован сам по себе или в сочетании с другими скважинными инструментами в колонне скважинных инструментов.
Более конкретно, для получения оценки параметров пласта часто требуется, чтобы текучая среда из пласта втягивалась в скважинный инструмент или его модуль для тестирования на месте и/или отбора пробы. Различные устройства, такие как зонды и/или пакеры, выдвигаются из скважинного инструмента для изоляции области стенки ствола скважины и, следовательно, для установления сообщения по текучей среде с пластом, окружающим ствол скважины. После этого при использовании зонда и/или пакеров текучая среда может быть втянута в скважинный инструмент.
Типичный зонд имеет корпус, который выполнен выдвигаемым из скважинного инструмента и несет на наружном конце пакер, предназначенный для размещения против боковой стенки ствола скважины. Такие пакеры обычно снабжают одним относительно большим элементом, который может легко деформироваться при контакте с неровной стенкой ствола скважины (в случае выполнения оценки в необсаженном стволе скважины), но все же сохранять прочность и достаточную целостность для противостояния ожидаемым разностям давлений. Эти пакеры могут быть установлены в необсаженных стволах скважин или в обсаженных стволах скважин. Они могут быть спущены в ствол скважины на различных скважинных инструментах.
Другое устройство, используемое для образования уплотнения с боковой стенкой ствола скважины, известно как двойной пакер. В случае двойного пакера два эластомерных кольца расширяют по радиусам вокруг скважинного инструмента для изоляции между ними участка стенки ствола скважины. Кольца образуют уплотнение со стенкой ствола скважины и обеспечивают возможность втягивания текучей среды в скважинный инструмент через изолированный участок ствола скважины.
Покрытие ствола скважины фильтрационной коркой бурового раствора часто является полезным для содействия осуществлению соответствующего уплотнения зонда и/или двойных пакеров со стенкой ствола скважины. После того как уплотнение осуществлено, текучая среда из пласта втягивается в скважинный инструмент через впускное отверстие путем снижения давления в скважинном инструменте. Примеры зондов и/или пакеров, используемых в различных скважинных инструментах, описаны в патентах США №№6301959, 4860581, 4936139, 6585045, 6609568 и 6719049 и в публикации патентной заявки США №2004/0000433, которые включены в настоящую заявку посредством ссылки.
Текучая среда втягивается в скважинный инструмент через впускное отверстие в зондах или пакерах. Она втекает в отводную линию и избирательно передается в пробоотборную камеру или пробоотборный сосуд с целью сбора в нем. Примеры пробоотборных камер и относящихся к ним способов, используемых в скважинных инструментах, раскрыты, в частности, в патентах США №№6745835, 6688390, 6659177, 5803186, 5233866, 5303775 и 5377755. Пробоотборные камеры представляют собой контейнеры, обычно снабженные внутренним поршнем, который поддерживает собранную текучую среду под давлением. После того как текучая среда собрана в пробоотборной камере, инструмент извлекают на поверхность, а пробоотборные камеры вынимают для проведения дальнейшего анализа. В некоторых случаях пробоотборные камеры вынимают на поверхности для оценки параметров текучей среды. В других случаях пробоотборные камеры доставляют в лабораторию для дальнейшего испытания.
Несмотря на достижения в технологии отбора проб, остается необходимость в получении проб без прерывания скважинных работ, выполняемых скважинным инструментом. В некоторых случаях пробоотборные камеры могут повредиться, заполниться или иным образом стать недействующими во время работ. Остается необходимость в способах получения проб более быстро и/или без удаления инструмента. В таких случаях желательно извлекать из скважинного инструмента одну или несколько пробоотборных камер без извлечения инструмента.
Разработаны способы извлечения инструментов для измерения в процессе бурения (ИПБ) и каротажа в процессе бурения (КПБ) из скважинных бурильных инструментов. Эти инструменты для измерения в процессе бурения и каротажа в процессе бурения обычно размещают в скважинных бурильных инструментах и извлекают из них с помощью средств каротажного кабеля или спускоподъемного кабеля. В таких случаях инструмент направляют вниз вдоль ствола скважины по каналу бурового раствора, проходящему через скважинный бурильный инструмент, и в рабочем состоянии вводят в нижний узел скважинного бурильного инструмента. Примеры таких средств и относящихся к ним способов описаны в патенте США №6577244. Однако нет известных способов извлечения пробоотборных камер из скважинных инструментов. Существует трудность, заключающаяся в необходимости поддержания проб при заданном давлении и предотвращения загрязнения проб во время извлечения и/или транспортировки.
Целью настоящего изобретения является создание скважинного бурильного инструмента и способа оценки пласта посредством указанного инструмента, обеспечивающих отбор пробы пластовой текучей среды и ее транспортировку на поверхность без извлечения скважинного инструмента, работоспособность инструмента в тяжелых условиях бурения, например бурения в условиях близкого соседства скважин, защиту пробы от загрязнения и/или повреждения во время транспортировки на поверхность.
Согласно изобретению создан скважинный бурильный инструмент, позиционируемый в стволе скважины, проходящем сквозь подземный пласт, содержащий инструмент для оценки параметров пласта, имеющий фиксированную часть, в рабочем состоянии соединенную с утяжеленной бурильной трубой скважинного инструмента и предназначенную для установления сообщения по текучей среде с подземным пластом, и извлекаемую часть, сообщенную по текучей среде с фиксированной частью, удаляемую от нее на поверхность и предназначенную для приема пластовой текучей среды из подземного пласта.
Извлекаемая часть может содержать по меньшей мере одну пробоотборную камеру для сбора пластовой текучей среды.
Извлекаемая часть может содержать насос для создания потока пластовой текучей среды.
Извлекаемая часть может содержать по меньшей мере один клапан для избирательного отведения пластовой текучей среды.
Извлекаемая часть может содержать по меньшей мере один манометр для измерения параметров пластовой текучей среды.
Извлекаемая часть может содержать по меньшей мере один поршень предварительного анализа пластовой текучей среды.
Фиксированная часть может содержать средство для перемещения текучей среды, предназначенное для уплотнения со стенкой ствола скважины и имеющее по меньшей мере одно впускное отверстие для приема пластовой текучей среды.
Фиксированная часть может содержать насос для создания потока пластовой текучей среды.
Фиксированная часть может содержать по меньшей мере один клапан для избирательного отведения пластовой текучей среды.
Фиксированная часть может содержать по меньшей мере один манометр для измерения параметров пластовой текучей среды.
Фиксированная часть может содержать по меньшей мере один поршень предварительного анализа пластовой текучей среды.
Фиксированная часть может содержать по меньшей мере одну пробоотборную камеру для приема пластовой текучей среды.
Скважинный бурильный инструмент может дополнительно содержать ловильную головку, расположенную на его верхнем конце.
Скважинный бурильный инструмент может дополнительно содержать блокировочный механизм для прикрепления в рабочем состоянии извлекаемой части к фиксированной части.
Согласно изобретению создан также инструмент для оценки параметров пласта в процессе бурения, позиционируемый в стволе скважины, проходящем сквозь подземный пласт, содержащий средство для перемещения текучей среды, выдвигаемое из бурильного инструмента для установления сообщения по текучей среде с подземным пластом, которое имеет впускное отверстие для приема пластовой текучей среды из подземного пласта и по меньшей мере одну пробоотборную камеру для приема пластовой текучей среды, которая в рабочем состоянии соединена со средством для перемещения текучей среды посредством по меньшей мере одной отводной линии, расположена в утяжеленной бурильной трубе и выполнена извлекаемой из нее на поверхность.
Инструмент для оценки параметров пласта может дополнительно содержать поршень предварительного анализа пластовой текучей среды.
Инструмент для оценки параметров пласта может дополнительно содержать по меньшей мере один манометр.
Инструмент для оценки параметров пласта может дополнительно содержать по меньшей мере один клапан для избирательного отведения текучей среды через по меньшей мере одну отводную линию.
Согласно изобретению создан также способ оценки пласта посредством скважинного бурильного инструмента, позиционируемого в стволе скважины, проходящем сквозь подземный пласт, заключающийся в том, что устанавливают сообщение по текучей среде между фиксированной частью скважинного бурильного инструмента и пластом, втягивают пластовую текучую среду из пласта и в фиксированную часть, пропускают пластовую текучую среду из фиксированной части в извлекаемую часть скважинного бурильного инструмента и извлекают извлекаемую часть скважинного бурильного инструмента на поверхность.
В способе можно дополнительно измерять по меньшей мере один параметр пластовой текучей среды.
В способе можно дополнительно собирать по меньшей мере часть пластовой текучей среды в пробоотборную камеру.
На этапе втягивания можно откачивать пластовую текучую среду из пласта в фиксированную часть.
В способе можно дополнительно выполнять предварительный анализ пластовой текучей среды.
В способе можно дополнительно размещать извлекаемую часть в скважинном бурильном инструменте и прикреплять ее к фиксированной части.
На этапе извлечения извлекаемой части скважинного бурильного инструмента на поверхность можно зацеплять ловильную головку извлекаемой части, освобождать извлекаемую часть от фиксированной части и извлекать извлекаемую часть на поверхность.
Чтобы перечисленные выше признаки и преимущества настоящего изобретения могли быть поняты в деталях, более конкретное описание изобретения, кратко изложенного выше, можно получить, обратившись к его вариантам осуществления, которые иллюстрируются приложенными чертежами. Однако следует отметить, что приложенными чертежами иллюстрируются только типичные варианты осуществления этого изобретения и поэтому они не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, при этом для изобретения можно допустить другие, равным образом эффективные варианты осуществления.
На чертежах изображено следующее:
фиг.1 изображает схематический вид, частично с местным разрезом, буровой установки со скважинным бурильным инструментом, продвинутым в ствол скважины через бурильную колонну и включающим инструмент для оценки параметров пласта;
фиг.2А - схематический вид инструмента для оценки параметров пласта, показанного на фиг.1, включающего извлекаемый пробоотборник;
фиг.2В - схематический вид альтернативного инструмента для оценки параметров пласта, включающего альтернативный извлекаемый пробоотборник;
фиг.2С - схематический вид альтернативного инструмента для оценки параметров пласта, включающего извлекаемую пробоотборную камеру;
фиг.3А - схематический вид извлекаемой пробоотборной камеры, показанной на фиг.2С;
фиг.3В - схематический вид альтернативной извлекаемой пробоотборной камеры.
На фиг.1 показаны обычная буровая установка и бурильная колонна, при этом узел 10 наземной платформы и буровой вышки расположен выше ствола 11 скважины, проходящего сквозь подземный пласт F. В показанном варианте осуществления ствол 11 скважины образован роторным бурением, способом, который хорошо известен. Однако специалистам в данной области техники должно быть понятно, что настоящее изобретение также найдет применение как при направленном бурении, так и при роторном бурении, и не ограничено наземными буровыми установками.
Бурильная колонна 12 подвешена в стволе 11 скважины и на своем нижнем конце имеет буровое долото 15. Бурильная колонна 12 вращается посредством стола 16 бурового ротора, снабжаемого энергией от непоказанного на чертежах средства, который находится в зацеплении с ведущей бурильной трубой 17 на верхнем конце бурильной колонны 12. Бурильная колонна 12 подвешена на крюке 18, прикрепленном к талевому блоку (также непоказанному), через ведущую бурильную трубу 17 и вертлюг 19, который обеспечивает возможность вращения бурильной колонны 12 относительно крюка 18.
Промывочная жидкость или буровой раствор 26 хранится в яме 27, образованной на буровой площадке. Насос 29 подает буровой раствор 26 во внутреннюю часть бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, способствуя протеканию бурового раствора 26, как показано стрелкой 9 направления, вниз по бурильной колонне 12. Буровой раствор 26 выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровом долоте 15 и затем проходит, как показано стрелками 32 направления, кверху через область между наружной стороной бурильной колонны 12 и стенкой ствола 11 скважины, называемую кольцевым пространством. Таким образом буровой раствор смазывает буровое долото 15 и переносит обломки выбуренной породы на поверхность, когда она возвращается в яму 27 при рециркуляции.
Вблизи бурового долота 15 бурильная колонна 12 также содержит скважинный инструмент или оборудование низа бурильной колонны (ОНБК), в целом обозначенное позицией 100. Оборудование 100 включает утяжеленные бурильные трубы 150, вмещающие различные компоненты, способные измерять, обрабатывать и сохранять информацию, а также осуществлять связь с поверхностью. Один такой компонент представляет собой устройство 200 измерения и локальной связи, предназначенное для определения удельного сопротивления пласта F, окружающего ствол 11 скважины, и передачи информации о нем. Другим компонентом является инструмент 300 для оценки параметров пласта. Инструмент 300 для оценки параметров пласта включает стабилизаторы или ребра 314 и зонд 316, расположенный в стабилизаторе.
Показанный на фиг.2А инструмент 300 для оценки параметров пласта расположен в утяжеленной бурильной трубе 150. Инструмент 300 для оценки параметров пласта включает фиксированную секцию или часть 403 и извлекаемую секцию или часть 400. Утяжеленная бурильная труба 150 имеет кольцевое пространство 401, проходящее через нее, для прохождения бурового раствора или промывочной жидкости. Как показано, фиксированная часть 403 расположена в утяжеленной бурильной трубе 150 и снабжена каналом, проходящим через нее. Извлекаемая часть 400 расположена центрально внутри кольцевого пространства 401. Однако должно быть понятно, что указанные части могут быть позиционированы и/или закреплены внутри утяжеленной бурильной трубы способом, который облегчает процессы получения оценки пласта и/или протекания бурового раствора. Части могут находиться в одной или нескольких утяжеленных бурильных трубах. Части могут быть прилегающими или разнесенными на расстояния в скважинном инструменте.
Зонд 316 расположен в фиксированной части 403 и проходит сквозь нее для контакта со стенкой ствола 11 скважины и установления сообщения по текучей среде с прилегающим пластом. Фиксированная часть 403 включает поршень 404 предварительного анализа пластовой текучей среды и манометр 406. Кроме того, могут быть предусмотрены другие инструменты, такие как датчики, анализаторы текучей среды, гидравлика, электроника и т.д.
Извлекаемая часть 400 имеет блокировочный механизм 408 на своем скважинном конце и ловильную/кабельную головку 410 на своем верхнем конце. Блокировочный механизм 408 соединяет с возможностью разъединения извлекаемый пробоотборник (или извлекаемую часть 400) с утяжеленной бурильной трубой 150. Предпочтительно, чтобы ловильная головка 410 была выполнена с возможностью соединения с каротажным кабелем 411. В качестве альтернативы одножильный спускоподъемный кабель или другой механизм извлечения может быть использован для облегчения извлечения на поверхность. Кроме того, извлекаемая часть 400 может быть размещена в скважинном инструменте или инструменте 300 для оценки параметров пласта путем использования протягивающего устройства, потока бурового раствора, гравитации или другого транспортировочного средства. После этого извлекаемую часть 400 закрепляют на месте, используя блокировочный механизм 408.
Каротажный кабель 411 может быть использован для подачи электрической энергии к извлекаемой и/или фиксированной частям, а также к другим частям скважинного инструмента. В таких случаях скважинный инструмент может работать путем использования электрической энергии от каротажного кабеля 411 в дополнение к или с заменой энергии от бурового раствора. Посредством этого обеспечивается возможность работы скважинного инструмента в режиме каротажа в процессе бурения или каротажа с использованием кабеля. В режиме каротажа в процессе бурения скважинный инструмент получает энергию из потока бурового раствора с помощью скважинного генератора (непоказанного). В режиме каротажа с использованием кабеля каротажный кабель 411 электрическим способом передает энергию к скважинному инструменту. Режим каротажа на кабеле обеспечивает возможность работы в случае, когда буровой раствор не может проходить через скважинный инструмент, например когда инструмент находится на стадии «спускоподъемной операции».
Блокировочный механизм 408 выполнен с возможностью осуществления подключения отводной линии 402 между извлекаемой частью 400 и фиксированной частью 403. Блокировочный механизм 408 включает самоуплотняющийся механизм (непоказанный) для уплотнения фиксированной части 403 и предотвращения протекания через нее текучей среды, когда извлекаемую часть 400 отделяют. Предпочтительно, чтобы этот самоуплотняющийся механизм был достаточно устойчивым, чтобы противостоять высокой скорости потока бурового раствора в канале бурового раствора после удаления извлекаемой части 400.
Извлекаемая часть 400 включает насос 412 и пробоотборные камеры или сосуды 414. Можно использовать одну или несколько пробоотборных камер нужных размеров. Для обеспечения возможности прохождения бурового раствора предпочтительно, чтобы пробоотборные камеры были тонкими. Могут быть использованы более длинные пробоотборные камеры по сравнению с утяжеленной бурильной трубой и проходящие через извлекаемую часть 400. Отводная линия 402 проходит через фиксированную часть 403 и извлекаемую часть 400. Отводная линия 402 сообщает по текучей среде зонд 316 с пробоотборными камерами 414 в извлекаемой части 400. Для облегчения процесса оценивания пласта в узле отбора проб могут быть предусмотрены дополнительные клапанные устройства, пробоотборные камеры, насосы, выходные отверстия, зарядные камеры и другие устройства. Хотя насос 412 показан в пробоотборнике или в извлекаемой части 400, а поршень предварительного анализа и манометр показаны находящимися в части утяжеленной бурильной трубы или в фиксированной части 403 инструмента для оценки параметров пласта, эти устройства могут быть расположены в различных местах возле инструмента для оценки параметров пласта.
На фиг.2В показан альтернативный инструмент 300а для оценки параметров пласта. Инструмент 300а для оценки параметров пласта аналогичен инструменту 300 для оценки параметров пласта из фиг.2А за исключением того, что фиксированная часть 403а содержит зонд 316, а извлекаемая часть 400а содержит поршень 404 предварительного анализа, манометр 406, электронику 502 и гидравлику 504. В случае такой конфигурации дополнительные компоненты расположены в извлекаемой части 400а и, если необходимо, могут быть извлечены на поверхность для замены или регулировки.
Как показано на фиг.2В, инструмент 300а для оценки параметров пласта не имеет пробоотборных камер или насосов. Конфигурация, показанная на фиг.2В, может быть использована для осуществления испытания пласта без отбора пробы. Однако при желании такие и другие компоненты могут быть предусмотрены для обеспечения возможности выполнения операций по отбору проб.
На фиг.2С показан еще один альтернативный инструмент 300b для оценки параметров пласта, имеющий извлекаемую часть 400b и фиксированную часть 403b. Эта конфигурация аналогична инструменту 300 для оценки параметров пласта на фиг.2А за исключением того, что насос 412 удален из извлекаемой части 400b и размещен в фиксированной части 403b.
На фиг.3А и 3В показаны конфигурации отводных линий для скважинного инструмента для оценки параметров пласта. Как показано на фиг.3А, отводная линия 402 разветвляется на отводные линии 602 и 604. Клапан 606 избирательно обеспечивает возможность протекания текучей среды из отводной линии 402 в пробоотборную камеру 614. Когда клапан 606 закрыт, отводная линия 402 может обходить отводную линию 604 и пробоотборную камеру 614 и обеспечивать путь в другие пробоотборные камеры или части скважинного инструмента. Это позволяет с помощью одной отводной линии осуществлять впуск пластовой текучей среды в пробоотборную камеру и выпуск из нее, который будет снабжать несколько пробоотборных камер, расположенных последовательно.
Как показано на фиг.3В, отводная линия 402 разветвляется на отводные линии 620 и 622. Клапаны 624 и 626 обеспечивают возможность избирательного прохождения текучей среды соответственно в отводные линии 620, 622. В этом случае клапаны находятся на удалении от пробоотборных камер, например, внутри фиксированной части или закрепленной секции. В этой конфигурации клапаны 624 и 626 обеспечивают возможность работы без применения электрически управляемых клапанов в пробоотборных камерах. В такой конфигурации исключается необходимость в проводах. Отдельная отводная линия 622 предусмотрена для каждой пробоотборной камеры в последовательности камер.
Как показано на фиг.3А и 3В, пробоотборная камера 614 включает поршень 628, установленный в ней с возможностью скольжения. Поршень ограничивает полость 630 пробы и буферную полость 632. Буферная полость 632 имеет выходное отверстие 634 в сообщении по текучей среде со стволом скважины. Другие конфигурации отводных линий, клапанных и дополнительных устройств, таких как азотные камеры, также могут быть использованы.
Предпочтительно, чтобы насос 412, который показан на фиг.2С, был расположен рядом с пробоотборными камерами для циркуляции пластовой текучей среды вблизи клапанов 624 и 626. Насос 412 может быть расположен так, чтобы минимизировалось количество застойной загрязненной текучей среды, которая будет входить в пробоотборную камеру при открывании клапанов.
Из предшествующего описания должно быть понятно, что в предпочтительных и альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть сделаны различные модификации и изменения без отступления от его истинной сущности. Кроме того, это описание предназначено только для иллюстрации и не должно толковаться в ограничительном смысле. Объем этого изобретения должен определяться только буквой формулы изобретения, которая следует ниже. Термин «содержащий» в формуле изобретения предполагается означающим «включающий в себя по меньшей мере», так что приведенный в формуле изобретения перечень элементов является открытым множеством или открытой группой. Точно также все термины «вмещающий», «имеющий» и «включающий в себя» предполагаются означающими открытое множество или открытую группу элементов. Неопределенные артикли и другие сингулярные термины предполагаются охватывающими множественные формы, если это не оговорено особо.