УСТРОЙСТВО И СПОСОБЫ ОТБОРА ОБРАЗЦОВ ПЛАСТОВОЙ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ
SAMPLING DEVICE AND METHODS OF SAMPLES OF FORMATION FLUID MEDIUM

Область техники
Настоящее изобретение в целом относится к исследованиям подземных пластов, а более точно к устройству и способам для снижения загрязнения пластовых текучих сред, втягиваемых в скважинный инструмент отбора и опробование образцов пласта.
Описание предшествующего уровня техники
Скважины обычно пробуриваются в земле и дне океана для разработки естественных месторождений нефти и газа, а также других требуемых материалов, которые улавливаются в геологических формациях в земной коре. Скважина типично пробуривается с использованием бурового долота, прикрепленного к нижнему концу «бурильной колонны». Буровой раствор обычно закачивается через бурильную колонну к буровому долоту. Буровой раствор смазывает и охлаждает буровое долото, и он выносит буровой шлам обратно на поверхность в кольцеобразном зазоре между бурильной колонной и стенкой ствола скважины.
Для успешной разведки месторождений нефти и газа необходимо иметь информацию о подземных пластах, в которых проходит ствол скважины. Например, один из аспектов стандартной оценки параметров продуктивного пласта относится к измерениям давления пласта и проницаемости пласта. Эти измерения необходимы для прогнозирования уровня добычи и периода добычи подземного пласта.
Одна из технологий для измерения свойств пласта и текучей среды включает в себя спуск «опускаемого на тросе» инструмента в буровую скважину для измерения свойств пласта. Опускаемый на тросе инструмент является измерительным инструментом, который свешивается с троса и электрически связан с системой управления, расположенной на поверхности. Инструмент спускается в буровую скважину для измерения свойств пласта на требуемых глубинах. Типичный спускаемый на тросе инструмент может включать в себя зонд, который может прижиматься к стенке ствола скважины для установления канала для движения текучей среды с пластом. Этот тип спускаемого на тросе инструмента часто называют «опробователем пласта». С использованием зонда опробователь пласта измеряет давление пластовых текучих сред, формирует импульс давления, который используется для определения проницаемости пласта. Инструмент опробователя пласта типично также извлекает образец пластовой текучей среды, который либо впоследствии транспортируется на поверхность для анализа или анализируется в скважине.
Для использования любого спускаемого на тросе инструмента, например инструмента исследования удельного сопротивления, пористости или пласта, бурильная колонна должна выниматься из буровой скважины, с тем чтобы инструмент мог спускаться в буровую скважину. Это называют «подъемом» вверх по стволу скважины. Кроме того, инструмент с проводной линией связи должен опускаться в интересующую зону, обычно в или поблизости забоя скважины. Сочетание изъятия бурильной колонны и спуска опускаемых на тросе инструментов в скважине являются требующими много времени мероприятиями и могут занимать до нескольких часов, в зависимости от глубины ствола скважины. Вследствие огромных издержек и времени монтажа, требуемых для «подъема» бурильной трубы и спуска инструментов с проводной линией связи вниз буровой скважины, спускаемые на тросе инструменты обычно используются, только когда информация совершенно необходима, или когда бурильная колонна поднимается по другой причине, такой как замена бурового долота. Примеры опускаемых на тросе опробователей пласта, например, описаны в патентах США №3934468; 4860581; 4893505; 4936139 и 5622223.
Для исключения или минимизирования времени простоя, связанного с подъемом бурильной колонны, была разработана другая технология для измерения свойств пласта, при которой инструменты и устройства располагаются поблизости бурового долота в буровой системе. Таким образом, пластовые измерения производятся во время процесса бурения, а терминологией, обычно используемой в данной области техники, являются скважинные исследования в процессе бурения (СИПБ) и каротаж во время бурения (КВБ). Многообразие скважинных буровых инструментов СИПБ и КВБ доступны для приобретения.
СИПБ типично относится к измерению траектории бурового долота, а также температуры и давления ствола скважины, тогда как КВБ обычно относится к измерению параметров или свойств пласта, таких как удельное сопротивление, пористость, проницаемость и скорость по акустическому каротажу, среди прочих. Данные в реальном времени, такие как давление пласта, предоставляют буровой компании возможность принимать решения о массе и составе бурового раствора, а также решения о скорости бурения и нагрузке на буровое долото, во время процесса бурения. Несмотря на то, что КВП и СИПБ имеют разные значения для специалистов в данной области техники, такое различие не является уместным для этого раскрытия, а потому это раскрытие не проводит различие между этими двумя терминами.
Оценка параметров продуктивного пласта во время операции с опускаемым на тросе инструментом либо при бурении часто требует, чтобы текучая среда из пласта втягивалась в скважинный инструмент для опробования и/или отбора образцов. Различные устройства отбора образцов, типично указываемые ссылкой как зонды, выдвигаются из скважинного инструмента для установления канала для движения текучей среды с пластом, окружающим ствол скважины и для втягивания текучей среды в скважинный инструмент. Типичным зондом является круглый элемент, выдвигающийся от скважинного инструмента и расположенный перед боковой стенкой ствола скважины. Резиновый пакер на конце зонда используется для создания уплотнения с боковой стенкой ствола скважины. Другое устройство, используемое для формирования уплотнения с боковой стенкой ствола скважины, указывается ссылкой как двойной пакер. С двойным пакером два эластомерных кольца выдвигаются радиально вокруг инструмента, чтобы изолировать участок ствола скважины между ними. Кольца образуют уплотнение со стенкой ствола скважины и дают возможность текучей среде втягиваться в изолированный участок ствола скважины и во впуск в скважинном инструменте.
Корка бурового раствора, покрывающая ствол скважины, часто полезна при содействии зонду и/или двойным пакерам в создании уплотнения со стенкой ствола скважины. Как только создано уплотнение, текучая среда из пласта втягивается в скважинный инструмент через впуск посредством понижения давления в скважинном инструменте. Примеры зондов и/или пакеров, используемых в скважинных инструментах, описаны в патентах США №6301959; 4860581; 4936139; 6585045; 6609568 и 6719049, и в публикации №2004/0000433 заявки на выдачу патента США.
Оценка свойств и запасов коллектора может выполняться по текучим средам, втягиваемым в скважинный инструмент, в то время как инструмент остается в скважине. В настоящее время существуют технологии для выполнения различных измерений, предварительных опробований и/или сбора образцов текучих сред, которые проникают в скважинный инструмент. Однако было обнаружено, что, когда пластовая текучая среда входит в скважинный инструмент, различные загрязнения, такие как скважинная текучая среда и/или буровой раствор, преимущественно в виде фильтрата бурового раствора из «зоны проникновения» пласта, могут проникать в инструмент с пластовыми текучими средами. Зоной инфильтрации является участок пласта, радиально за слоем корки бурового раствора, покрывающей ствол скважины, где фильтрат бурового раствора пропитал пласт, оставив позади слой корки бурового раствора. Эти загрязнения фильтратом бурового раствора могут сказываться на качестве измерений и/или образцов пластовых текучих сред. Более того, загрязнение может вызывать дорогостоящие задержки в скважинных операциях, требуя дополнительное время для получения результатов опробования и/или образцов, представляющих пластовую текучую среду. Дополнительно, такие проблемы могут приводить к ложным результатам, которые являются ошибочными и/или непригодными для использования. Таким образом, желательно, чтобы пластовая текучая среда, проникающая в скважинный инструмент, была достаточно 'чистой' или 'первичной' для действительного опробования. Другими словами, пластовая текучая среда должна содержать немного или никаких загрязнений.
Была сделана попытка устранить загрязнения от проникновения в скважинный инструмент с пластовой текучей средой. Например, как описано в патенте США №4951749, в зондах были размещены фильтры для блокирования загрязнений от проникновения в скважинный инструмент с пластовой текучей средой. Дополнительно, как показано в патенте США №6301959, зонд снабжен защитным кольцом для отведения загрязненных текучих сред от чистой текучей среды по мере того, как она проникает в зонд. В самое последнее время публикация №2006/0042793 заявки на выдачу патента США раскрывает центральный отборный зонд с кольцевым «защитным» зондом, выдвигающимся вокруг внешней периферии отборного зонда, в попытке отвести загрязненные текучие среды в сторону от отборного зонда.
Несмотря на существование технологий для выполнения оценки параметров продуктивного пласта и для попытки справиться с загрязнением, остается потребность в манипулировании потоком текучих сред через скважинный инструмент для снижения загрязнения по мере того, как они проникают в и/или проходят через скважинный инструмент. Желательно, чтобы такие технологии были способными к отведению загрязнений в сторону от чистой текучей среды.
Дополнительно, в применениях во время бурения, измерительный прибор подвергается воздействию предельных усилий, присутствующих во время операций бурения. Любое устройство, выдвигающееся поперек через стенку бурильной колонны, такое как зонд, к тому же, будет ослаблять такую конструкцию. Таким образом, желательно сконструировать устройство зонда так, чтобы оно не только минимизировало и/или противодействовало усилиям во время бурения, но также минимизировало любые ослабления конструкции в бурильной колонне, вызванные наличием устройства зонда.
СУЩНОСТЬ РАСКРЫТИЯ
Предоставлена система отбора образцов текучей среды для извлечения образца пластовой текучей среды из пласта, окружающего ствол скважины и содержащего в нем первичную текучую среду и загрязненную текучую среду. Система включает в себя впуск для образца, первый защитный впуск, соседний с впуском для образца и отнесенным от него в первом направлении вдоль оси ствола скважины, и второй защитный впуск, соседний с впуском для образца и отнесенный от него во втором, противоположном направлении вдоль оси ствола скважины. По меньшей мере одна линия очистки сообщена по текучей среде с первым и вторым защитными впусками и для прохождения загрязненной текучей среды, и линия оценки сообщена по текучей среде с впуском для образца для сбора первичной текучей среды.
В усовершенствовании впуск для образца предусмотрен на узле отборного зонда, включающем в себя механизм выдвижения в пуск для образца, первый защитный впуск предусмотрен на узле первого защитного зонда, включающем в себя механизм выдвижения первого защитного впуска, и второй защитный впуск предусмотрен на узле второго защитного зонда, включающем в себя механизм выдвижения второго защитного впуска, при этом механизмы выдвижения впуска для образца, первого защитного впуска и второго защитного впуска являются действующими независимо друг от друга.
В одном варианте выполнения узел отборного зонда включает в себя пакер впуска для образца, полностью окружающий внешнюю периферию впуска для образца, узел первого защитного зонда включает в себя пакер первого защитного впуска, полностью окружающий внешнюю периферию первого защитного впуска, и узел второго защитного зонда включает в себя пакер второго защитного впуска, полностью окружающий внешнюю периферию второго защитного впуска.
В другом варианте пакер впуска для образца, пакер первого защитного впуска и пакер второго защитного впуска сформированы в виде сегментов композитного пакера, имеющих по существу смежную внешнюю периферию.
В еще одном варианте узел отборного зонда, узел первого защитного зонда и узел второго защитного зонда размещены на стабилизирующей лопасти бурового инструмента.
В еще одном варианте впуск для образца, первый защитный впуск и второй защитный впуск предусмотрены целиком в единой сборке зонда, включающей в себя механизм выдвижения впуска.
В дополнительном варианте пакер впуска включает в себя первый сегмент пакера, расположенный между впуском для образца и первым защитным впуском, и второй сегмент пакера, расположенный между впуском для образца и вторым защитным впуском.
В еще одном варианте первый и второй сегменты пакера дополнительно содержат материал усиления.
В еще одном варианте наружная поверхность пакера впуска включает в себя защитный канал.
В дополнительном варианте система связана с опускаемым на тросе инструментом.
В еще одном варианте система связана с буровым инструментом.
К тому же, раскрыт узел зонда для использования с системой отбора образцов текучей среды для извлечения образца пластовой текучей среды из пласта, окружающего ствол скважины и содержащего в нем первичную текучую среду и загрязненную текучую среду. Узел зонда включает в себя механизм выдвижения впуска и впуск для образца, присоединенный к механизму выдвижения впуска. Первый защитный впуск присоединен к механизму выдвижения впуска, является соседним с впуском для образца и отнесенным от него в первом направлении, параллельном оси ствола скважины. Второй защитный впуск присоединен к механизму выдвижения впуска, является соседним с впуском для образца и отнесенным от него во втором, противоположном направлении, параллельном оси ствола скважины. Пакер впуска полностью окружает внешние периферии впуска для образца, первого защитного впуска и второго защитного впуска.
В зависимом усовершенствовании пакер зонда включает в себя первый сегмент пакера, расположенный между отборным зондом и первым защитным зондом, и второй сегмент пакера, расположенный между отборным зондом и вторым защитным зондом, при этом первый и второй сегменты пакера дополнительно содержат материал усиления.
В дополнительном варианте наружная поверхность пакера зонда включает в себя защитный канал.
В дополнительном варианте защитный канал включает в себя центральную кольцевую секцию, полностью окружающую внешнюю периферию отборного зонда, первую защитную кольцевую секцию, полностью окружающую внешнюю периферию первого защитного зонда, вторую защитную кольцевую секцию, полностью окружающую внешнюю периферию второго защитного зонда, первую соединительную секцию, проходящую между центральной кольцевой секцией и первой защитной кольцевой секцией, и вторую соединительную секцию, проходящую между центральной кольцевой секцией и второй защитной кольцевой секцией.
В еще одном варианте защитный канал включает в себя защитную кольцевую секцию, полностью окружающую внешнюю периферию первого защитного зонда, и по меньшей мере первую крыльевую секцию, присоединенную к и выдвигающуюся в сторону от защитной кольцевой секции.
В кроме того еще одном варианте защитный канал дополнительно включает в себя вторую крыльевую секцию, присоединенную к и выдвигающуюся в сторону от защитной кольцевой секции.
В усовершенствовании предусмотрен второй защитный канал, содержащий защитную кольцевую секцию, полностью окружающую внешнюю периферию второго защитного зонда, и по меньшей мере первую крыльевую секцию, присоединенную к и выдвигающуюся в стороны от защитной кольцевой секции.
В еще одном варианте защитный канал определен канальной вставкой, присоединенной к пакеру зонда.
В дополнительном варианте канальная вставка механически присоединена к пакеру зонда.
В еще одном варианте впуск для образца, первый защитный впуск и второй защитный впуск с возможностью поворота присоединены к механизму выдвижения впуска.
Раскрыт скважинный инструмент, который присоединен к бурильной колонне, размещенной в стволе скважины, проходящей в подземном пласте. Инструмент включает в себя утяжеленную бурильную трубу, имеющую по меньшей мере одну стабилизирующую лопасть, определяющую ось лопасти, механизм выдвижения впуска, вмещенный в стабилизирующую лопасть, и узел зонда, присоединенный к механизму выдвижения впуска. Узел зонда содержит впуск для образца, содержащий устьевую часть с первым размером профиля в направлении, параллельном оси лопасти, и вторым размером профиля в направлении, перпендикулярном оси лопасти, в которой первый размер профиля является большим, чем второй размер профиля. Внутренний пакер полностью окружает внешнюю периферию впуска для образца, защитный впуск полностью выдвигается вокруг внешней периферии внутреннего пакера, а наружный пакер полностью окружает внешнюю периферию защитного впуска.
В варианте выполнения узел зонда с возможностью поворота присоединен к механизму выдвижения впуска.
В дополнительном варианте устьевая часть имеет профиль поперечного сечения в целом овальной формы, с первым размером профиля, содержащим большую ось, и вторым размером профиля, содержащим малую ось.
В еще одном варианте второй размер профиля является меньшим, чем приблизительно 3,5 дюйма.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Для более полного понимания раскрытых способов и устройств будет приведена ссылка на варианты осуществления, проиллюстрированные более подробно на прилагаемых чертежах, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает схематичный вид, частично в разрезе, скважинного бурового инструмента с узлом зонда согласно настоящему изобретению;
фиг.2 - схематичный вид, частично в разрезе, скважинного опускаемого на тросе инструмента с узлом зонда согласно настоящему изобретению;
фиг.3 иллюстрирует один из вариантов осуществления системы отбора образцов пластовой текучей среды, выполненной в соответствии с изобретением;
фиг.4 - схематичный вид в разрезе системы отбора образцов пластовой текучей среды по фиг.3;
фиг.5 и 6 схематично иллюстрируют альтернативные компоновки зонда для системы отбора образцов пластовой текучей среды, подобной таковой по фиг.3;
фиг.7 иллюстрирует альтернативные системы отбора образцов пластовой текучей среды;
фиг.8 схематично иллюстрирует поток текучей среды во время использования системы отбора образцов пластовой текучей среды по фиг.7;
фиг.9 иллюстрирует дополнительную альтернативную систему отбора образцов пластовой текучей среды;
фиг.10 - детализированный вид пакера, применяемого в системе отбора образцов пластовой текучей среды по фиг.9;
фиг.11 - вид сверху еще одного другого варианта осуществления системы отбора образцов пластовой текучей среды, выполненной в соответствии с этим раскрытием;
фиг.12 - вид в разрезе системы отбора образцов пластовой текучей среды, по линии А-А по фиг.11;
фиг.13 - вид сверху другого варианта осуществления системы отбора образцов пластовой текучей среды;
фиг.14 - схематичный вид системы отбора образцов пластовой текучей среды, размещенной в угловых стабилизирующих лопастях утяжеленной бурильной трубы;
фиг.15 - схематичный вид альтернативной системы отбора образцов пластовой текучей среды, подобной системе по фиг.14, размещенной в вертикальных стабилизирующих лопастях утяжеленной бурильной трубы;
фиг.16 - увеличенный вид сверху системы отбора образцов пластовой текучей среды по фиг.15;
фиг.17A и 17B - схематичный вид системы отбора образцов пластовой текучей среды, содержащей поворотный узел зонда, выполненный в соответствии с изобретением;
фиг.18 - схематичный вид еще одного варианта осуществления узла зонда, в котором впуск является вытянутым для использования на стабилизирующей лопасти утяжеленной бурильной колонны.
Должно быть понятно, что чертежи не обязательно должны устанавливать пропорции, и что раскрытые варианты осуществления иногда иллюстрируются в виде диаграммы и на местных видах. В некоторых случаях детали, которые не являются необходимыми для понимания раскрытых способов и устройств, или которые приводят другие детали в состояние, трудное для восприятия, могли быть опущены. Конечно, должно быть понятно, что это раскрытие не ограничено конкретными вариантами осуществления, проиллюстрированными в материалах настоящей заявки.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Настоящее изобретение относится к узлам зонда и конфигурациям, описанным ниже, которые могут использоваться со скважинным инструментом либо в буровом оборудовании, либо в опускаемом на тросе оборудовании. Устройство и способы, раскрытые в материалах настоящей заявки, снижают загрязнение образцов пластовых текучих сред. В некоторых усовершенствованиях это раскрытие относится к относительному расположению многочисленных, независимо работающих узлов зондов. В одном или более других усовершенствованиях система отбора образцов текучая среда включает в себя единую сборку, содержащую многочисленные зонды. В дополнение, раскрыта конфигурация зонда, в частности, приспособленная для применений во время бурения.
Фраза «оценка параметров продуктивного пласта во время бурения» указывает на различные операции отбора и опробования образцов, которые могут выполняться во время процесса бурения, такие как сбор образцов, откачка текучей среды, предварительные опробования, опробования давления, анализ текучей среды и опробование удельного сопротивления, среди прочих. Отмечено, что «оценка параметров продуктивного пласта во время бурения» не обязательно означает, что измерения выполняются, в то время как буровое долото фактически прорубается через пласт. Например, сбор образцов и откачка обычно выполняются во время коротких остановок в процессе бурения. То есть вращение бурового долота кратковременно останавливается, с тем чтобы могли производиться измерения. Бурение может продолжаться, как только произведены измерения. Даже в вариантах осуществления, где измерения производятся после того, как бурение остановлено, измерения по-прежнему могут производиться без необходимости поднимать бурильную колонну.
В примерных вариантах осуществления узел зонда переносится скважинным инструментом, таким как буровой инструмент 10, показанный на фиг.1 или опускаемый на тросе инструмент 10, показанный на фиг.2. Узел зонда также может использоваться в других скважинных инструментах, приспособленных для втягивания в них текучей среды, таких как скрученный трубопровод, средства бурения на обсадных трубах и другие варианты скважинных инструментов.
Фиг.1 изображает скважинный буровой инструмент 10, развернутый с буровой установки 5 и продвигаемый в пласт для формирования ствола 14 скважины. Ствол скважины пронизывает подземный пласт F, содержащий в себе пластовую текучую среду 21. Скважинный буровой инструмент свешивается с буровой установки посредством одной или нескольких утяжеленных бурильных труб 11, которые формируют бурильную колонну 28. Буровой раствор закачивается через бурильную колонну 28 и выходное долото 30 бурового инструмента 10. Буровой раствор выкачивается обратно через ствол скважины и на поверхность для фильтрации и рециркуляции. По мере прохождения бурового раствора через ствол скважины он формирует слой бурового раствора или корку 15 бурового раствора вдоль ствола стенок 17 скважины. Часть бурового раствора инфильтрирует пласт для формирования зоны 25 проникновения пласта F.
В проиллюстрированном варианте осуществления буровой инструмент 10 снабжен зондом 26 для установления сообщения с пластом F для перемещения текучей среды и втягивания текучей среды 21 в скважинный инструмент, как показано стрелками. Как показано на фиг.1, зонд расположен на стабилизаторной лопасти 23 бурового инструмента и выдвигается из нее для контактирования со стенкой ствола скважины. Стабилизаторная лопасть 23 содержит одну или несколько пластин, которые находятся в соприкосновении со стенкой ствола скважины для ограничения «биения» бурового долота 30. «Биением» является склонность бурильной колонны, в то время как она вращается, отклоняться от оси ствола 17 скважины и заставлять буровое долото изменять направление. Преимущественно стабилизаторная лопасть 23 уже находится в соприкосновении со стенкой ствола скважины, таким образом, требуя меньшего выдвижения зонда для установления канала для движения текучей среды с пластовыми текучими средами, если зонд расположен на стабилизаторной лопасти 23.
Текучая среда, втягиваемая в скважинный инструмент с использованием зонда 26, может измеряться, например, для определения параметров предварительного опробования и/или давления. Дополнительно, скважинный инструмент может быть снабжен средствами, такими как отборные камеры для сбора образцов текучей среды и их извлечения на поверхность. Подпорные плунжеры 8 также могут быть предусмотрены для содействия в приложении силы, чтобы прижимать буровой инструмент и/или зонд к стенке ствола скважины. Буровой инструмент может быть выбран из многообразия буровых инструментов, таких как система скважинных исследований в процессе бурения («СИПБ»), каротажа во время бурения («КВБ»), бурения на обсадных трубах или другая. Пример бурового инструмента, используемого для выполнения различных скважинных опробований, изображен в заявке на выдачу патента США под №10/707152, зарегистрированной 24 ноября 2003 г., все содержимое которой включено в данное описание посредством ссылки.
Скважинный буровой инструмент 10 может выниматься из ствола скважины, и опускаемый на тросе инструмент 10' (фиг.2) может опускаться в ствол скважины посредством направляющего троса 18. Пример опускаемого на тросе инструмента, допускающего отбор образцов и/или опробование, изображен в патентах США №4936139 и 4860581, включенных в данное описание посредством ссылки. Скважинный инструмент 10' является развертываемым в стволе 14 скважины и подвешивается в нем с помощью традиционного троса 18 или кондуктора, либо традиционного трубопровода или скрученного трубопровода, под буровой установкой 5. Инструмент 10' снабжен различными модулями и/или компонентами 12, в том числе, но не в качестве ограничения, зондом 26' для установления канала для движения текучей среды с пластом F и втягивания текучей среды 21 в скважинный инструмент, как показано стрелками. Подпорные плунжеры 8 могут быть предусмотрены для дополнительного подпирания скважинного инструмента к стенке ствола скважины и содействия зонду во вхождении в контакт со стенкой ствола скважины. Инструменты по фиг.1 и 2 могут быть модульными, как показано на фиг.2, или едиными, как показано на фиг.1 или их сочетанием.
На фиг.3 показан узел 30 зонда, размещенный в стабилизирующей лопасти 32 утяжеленной бурильной трубы 34. Узел 30 зонда включает в себя впуск для образца 36, первый защитный впуск 38 и второй защитный впуск 40. Каждый из впусков 36, 38, 40 ориентирован в целом перпендикулярно продольной оси трубы 34 бура и обычно находится во втянутом положении, так что впуски 36, 38, 40 вмещены в пределах одной или более выемок, сформированных в стабилизирующей лопасти 32. Специализированный механизм выдвижения зонда, такой как гидравлический, как описанный в патентах США №6230557; 4860581 и 4936139, обычным образом переуступленных правопреемнику настоящей заявки, все содержимое которых, таким образом, включено в состав посредством ссылки, оперативно присоединен к каждому впуску 36, 38, 40 для избирательного и независимого перемещения ассоциативно связанного впуска в выдвинутое положение. В выдвинутом положении впуск 36, 38, 40 может вытягиваться наружу выемки для размещения впуска в лучшем положении для вхождения в соприкосновение со стенкой ствола 17 скважины. Подпорные плунжеры 42a, 42b, 42с являются выдвижными для перемещения сборки 30 зонда по направлению к пласту F.
Несмотря на то, что примерный вариант осуществления описывает впуск, который является выдвижным, может быть принято во внимание, что впуски могут быть невыдвижными, а потому зафиксированными по отношению к положению трубы 34. В дополнение, узел 30 зонда может включать в себя протектор, который обеспечивает механическую защиту для впусков во время операций бурения и/или подъема и который обеспечивает механическую защиту для корки бурового раствора от эрозии, создаваемой протекающей текучей средой. Один такой протектор описан в патенте США №6729399 обычным образом переуступленном правопреемнику настоящей заявки, все содержание которого включено в данное описание посредством ссылки.
Как показано на фиг.4, линии текучей среды присоединены к впускам для прохождения загрязненной текучей среды или чистой текучей среды. В проиллюстрированном варианте осуществления впуск для образца 36 присоединен по текучей среде к линии 52 оценки посредством впускной линии 54a. Обводная проточная линия 56a сообщает по текучей среде отборный зонд 38 и линию 58 очистки. Первый защитный впуск 38 также сообщен по текучей среде с линиями 52, 58 оценки и очистки посредством впускной линии 54b и обводной линии 56b соответственно. Подобным образом второй защитный впуск 40 также находится в сообщении по текучей среде с линиями 52, 58 оценки и очистки посредством впускной линии 54c и обводной линии 56c. Клапаны 60a-f предусмотрены во впускной и обводной линиях 54, 56 для прямого потока текучей среды в проточные линии 52, 58 оценки и очистки, как требуется. Датчики текучей среды, такие как оптические анализаторы 46a, 46b текучей среды, связаны с проточными линиями 52, 58 для обеспечения обратной связи касательно характеристик или другой информации касательно текучей среды, проходящей через проточные линии.
Насос 62 сообщен по текучей среде с линиями 52, 58 оценки и очистки. Сборка хранения образца (не показана) может сообщаться по текучей среде с линией 52 оценки выше по потоку от точки, где присоединены линия 52 оценки и линия 58 очистки, чтобы предоставить средство для сбора образца чистой текучей среды. Выпускная линия 64 насоса может устанавливать связь между насосом и стволом 14 скважины для выпускания загрязненной пластовой текучей среды. Насос 62 и клапаны 60a, 60b, 60c, 60d, 60e, 60f могут управляться различными способами для очистки загрязненной пластовой текучей среды из ближайшей области зондов 36, 38, 40 и для втягивания чистой пластовой текучей среды в линию 52 оценки, такими как способы, раскрытые в публикации №2006-0042793 заявки на выдачу патента США, все содержание которой включено в данное описание посредством ссылки.
Каждый из впусков 36, 38, 40 узла 30 зонда включает в себя пакер для уплотнения со стенкой ствола 17 скважины. Как проиллюстрировано на фиг.3 и 4, предусмотрен пакер 80 впуска для образца, который полностью окружает внешнюю периферию впуска для образца 36. Подобным образом, пакеры 82, 84 первого и второго защитных впусков полностью окружают внешние периферии первого и второго защитных впусков 38, 40 соответственно.
Впуски 36, 38, 40 расположены относительно друг друга так, чтобы уменьшить количество загрязняющих веществ, которые достигают впуска для образца 36. В проиллюстрированном варианте осуществления первый защитный впуск 38 является соседним с впуском для образца 36 и расположен выше его наряду с тем, что второй защитный впуск 40 является соседним с впуском для образца 36 и расположен ниже его. Эта компоновка впусков минимизирует или предотвращает текучая среда из зоны проникновения от входа во впуск для образца 36. Зона 25 проникновения является областью, где фильтрат бурового раствора радиально проник в пласт F из ствола 14 скважины, оставив слой корки бурового раствора, облицовывающий стенку ствола 17 скважины. Как только нагруженная фильтратом пластовая текучая среда из зоны проникновения была удалена из круговой области, окружающей впуски 36, 38, 40, первый и второй защитные впуски 38, 40 предотвращают фильтрат бурового раствора и загрязненную текучую среду от перемещения в осевом направлении по направлению к впуску для образца 36. Как результат, впуск для образца 36 извлекает пластовую текучую среду, содержащую немного или нисколько фильтратного загрязняющего вещества.
Расстояние между впусками 36, 38, 40 должно учитывать эксплуатационные качества и конструкции. С одной стороны, желательно размещать впуски 36, 38, 40 как можно ближе один к другому для минимизации объема текучей среды, которая должна первоначально закачиваться из пласта до получения потока чистой текучей среды во впуске для образца 36. С другой стороны, каждый впуск 36, 38, 40 требует проема, который должен формироваться через наружную сторону бурового инструмента. В применениях во время бурения утяжеленная бурильная труба, несущая узел зонда, должна быть конструктивно устойчива для выдерживания усилий, испытываемых во время операций бурения. В дополнение, в большей степени разнесенные впуски 36, 38, 40 снижают риск перекрестного загрязнения струйных потоков в каждый впуск. В качестве практического основания поэтому предпочтительно иметь пространство между каждой прилегающей парой впусков по меньшей мере в один диаметр впуска.
Различные альтернативные конфигурации и комбинации могут использоваться, не выходя из объема данного раскрытия. Например, взамен предоставления вертикально выровненных впусков, как показано на фиг.3 и 4, впуск для образца 36 может быть азимутально смещен от первого и второго защитных впусков 38, 40, как показано на фиг.5. В этом варианте осуществления впуск для образца 36 выдвигается с первой стороны воротника 11 бура, тогда как первый и второй защитные впуски 38, 40 выдвигаются со второй, противоположной стороны воротника 11 бура. Эта конфигурация по-прежнему эффективна для предотвращения фильтрата от достижения впуска для образца 36, так как первый и второй защитные впуски 38, 40 удаляют текучую среду из области пласта, лежащего в пределах кольцевого обода, окружающего каждый впуск. В качестве альтернативы может быть предусмотрен дополнительный защитный впуск 86, как показано на фиг.6.
Альтернативный вариант осуществления сборки зонда, содержащий многочисленные впуски, приводимые в действие единым механизмом выдвижения, проиллюстрирован на фиг.7 и 8. Узел 100 зонда проиллюстрирован размещенной в стабилизаторной лопасти 101 утяжеленной бурильной трубы 101. Узел 100 зонда включает в себя впуск для образца 102, первый защитный впуск 104 и второй защитный впуск 106. Впуски 102, 104, 106 могут быть оперативно присоединены к единому механизму выдвижения, который одновременно выдвигает и втягивает зонды или, в качестве альтернативы, впуски могут быть невыдвигаемыми. Узел 100 зонда дополнительно включает в себя единый пакер 110, который полностью окружает внешние периферии впуска для образца 102, первого защитного впуска 104 и второго защитного впуска 106. Впуски 102, 104, 106 обычно выровнены вертикально с впуском для образца 102, расположенным между первым и вторым защитными впусками 104, 106. Подпирающий плунжер 107 предусмотрен для позиционирования узла 100, прилегающего к стенке 17 ствола скважины.
В действии, труба 101, несущая узел 100 зонда, расположена в стволе 14 скважины, как проиллюстрировано на фиг.8. Для выполнения опробования узел 100 зонда располагается вблизи стенки ствола 17 скважины или посредством выдвигания впусков 102, 104, 106 в стороны от трубы 101 бура, или посредством выдвижения подпорного плунжера 107, или обоих, до соприкосновения пакера 110 со стенкой ствола 17 скважины и формирования уплотнения с коркой 15 бурового раствора. Как обсуждено выше, буровой раствор просачивается в пласт через стенку ствола 17 скважины и создает зону 25 проникновения вокруг ствола 14 скважины, оставляя слой корки 15 бурового раствора, который покрывает стенку ствола 17 скважины. Зона 25 проникновения содержит буровой раствор и другие скважинные текучие среды, которые загрязняют окружающий пласт, в том числе пласт F, содержащий зону чистой пластовой текучей среды 114, удерживаемой в нем. Как проиллюстрировано на фиг.8, работа узла 100 зонда будет удалять загрязненную пластовую текучую среду из области, непосредственно окружающей впуски 102, 104, 106. Во время работы фильтрат может продолжать подвергаться сносу в осевом направлении через зону 25 проникновения, в восходящем или нисходящем направлении. Любой такой подвергающийся сносу фильтрат будет удаляться первым и вторым защитными впусками 104, 106 до достижения впуска для образца 102, тем самым предоставляя возможность впуску для образца 102 извлекать образцы по существу чистой пластовой текучей среды.
Фиг.9 и 10 иллюстрируют альтернативный вариант осуществления единого узла зонда, содержащий многочисленные впуски. Узел 120 зонда присоединен к утяжеленной бурильной трубе 122. Узел 120 зонда включает в себя впуск для образца 124, первый защитный впуск 126 и второй защитный впуск 128. Предусмотрен единый пакер 130, содержащий внешнюю часть 132, окружающую наружные участки впуска для образца 124, первого защитного впуска 126 и второго защитного впуска 128. Пакер 130 также включает в себя первый внутренний сегмент 134, тянущийся между впуском для образца 124 и первым защитным впуском 126, и второй внутренний сегмент 136, тянущийся между впуском для образца 124 и вторым защитным впуском 128. В проиллюстрированном варианте осуществления наружные периферии впусков 124, 126, 128 образуют овальную форму, которая прерывается первым и вторым сегментами 134, 136 пакера. В этом варианте осуществления впуски 124, 126, 128 расположены более плотно друг к другу в вертикальном направлении, каковое может улучшать чистоту образца пластовой текучей среды, извлеченного через впуск для образца 124.
Первый и второй сегменты 134, 136 пакера могут быть усилены для улучшения их сопротивления перепадам давления. Материал усиления, такой как метал, композит или другой высокопрочный материал, может быть отформован в первый и второй сегменты 134, 136 резинового пакера 130. Первый и второй сегменты 134, 136 предотвращают фильтрат от вертикального перемещения во впуск для образца 124. В то время как левая и правая боковые секции впуска для образца 124 оставлены относительно незащищенными, было обнаружено, что круговая область, окружающая впуск для образца 124, остается относительно чистой от фильтрата, как только она была первоначально откачана, и что первый и второй защитный впуски 126, 128 предотвращают вертикальное перемещение в эту область пласта. Дополнительно, конфигурация впуска для образца 124, проиллюстрированная на фиг.9 и 10, предоставляет этим незащищенным боковым секциям возможность быть довольно небольшими, тем самым дополнительно минимизируя для фильтрата или пластовой текучей среды, загрязненной фильтратом, потенциальную возможность достигать впуска для образца 124. Несмотря на то, что впуски 124, 126, 128 показаны с формами, которые соответствуют имеющей овальную форму внешней части 132 пакера, будет приниматься во внимание, что могут использоваться другие формы, не выходя из объема этого раскрытия.
На фиг.11 и 12 проиллюстрировано дополнительное усовершенствование, в котором узел 150 зонда имеет защитный канал 152, сформированный на наружной поверхности пакера 154. Узел 150 зонда включает в себя впуск для образца 156, первый защитный впуск 158 и второй защитный впуск 160. Пакер 154 полностью окружает внешние периферии впусков 156, 158, 160. Защитный канал 152 сформирован в виде углубления в наружной поверхности пакера 154. Защитный канал 152 включает в себя центральную кольцевую секцию 162, которая отнесена от и полностью окружает внешнюю периферию впуска для образца 156, первую защитную кольцевую секцию 164, которая граничит с и полностью окружает внешнюю периферию первого защитного впуска 158, и вторую защитную кольцевую секцию 166, которая граничит с и полностью окружает внешнюю периферию второго защитного впуска 160. Первая соединительная секция 168 тянется между центральной кольцевой секцией 162 и первой защитной кольцевой секцией 164, а вторая соединительная секция 170 проходит между центральной кольцевой секцией 162 и второй защитной кольцевой секцией 166.
В проиллюстрированном варианте осуществления защитный канал 152 сформирован в канальной вставке 172, которая присоединена к пакеру 154. Например, канальная вставка 172 может быть механически присоединена к пакеру 154, например, посредством формирования столбиков 174, которые принимаются в крепежные пазы 176 для формирования подобного ласточкину хвосту соединения, как хорошо показано на фиг.12. Канальная вставка 172 может быть изготовлена из материала с низким модулем, такого как титановый сплав, для улучшения адаптации к стенке ствола скважины. Будет приниматься во внимание, что материалы с низкими модулями, иные чем титановый сплав, могут использоваться, не выходя из объема этого раскрытия. Канал может быть определен конструктивным трубопроводом, как показано на фиг.12, или может быть определен пористым материалом с интегральными проточными каналами.
Альтернативный узел, использующий разные конфигурации защитного канала, проиллюстрирован на фиг.13. Узел 180 защитного зонда включает в себя впуск для образца 182, первый защитный впуск 184 и второй защитный впуск 186. Пакер 188 полностью окружает внешние периферии отборного, первого защитного и второго защитного впусков 182, 184, 186. Впуск для образца канала 190 предусмотрен на наружной поверхности пакера 188, который граничит с и полностью окружает внешнюю периферию впуска для образца 182. Первый защитный канал 191 включает в себя первую защитную кольцевую секцию 192, которая граничит с и полностью окружает внешнюю периферию первого защитного впуска 184. Первая и вторая лопасти 193, 194 сообщаются по текучей среде с первой защитной кольцевой секцией 192 и тянутся сбоку по направлению наружу с противоположных сторон первой защитной кольцевой секции 192. Первая и вторая крыльевые секции 193, 194 изогнуты, чтобы проходить по направлению к впуску для образца 182, как показано на фиг.13. Второй защитный канал 195 включает в себя вторую защитную кольцевую секцию 196, которая граничит с и полностью окружает внешнюю периферию второго защитного впуска 186. Второй защитный канал 195 включает в себя первую и вторую крыльевые секции 197, 198, которые по текучей среде сообщаются с и тянутся от противоположных сторон второй защитной кольцевой секции 196. Первое и второе крылья 197, 198 также изогнуты, чтобы проходить по направлению к впуску для образца 182.
Дополнительные альтернативные варианты осуществления сборки зонда проиллюстрированы на фиг.14 и 15. Фиг.14 иллюстрирует сборку 200 зонда, расположенную на зондовой/стабилизаторной лопасти 202 утяжеленной бурильной трубы 204, которая также включает в себя стабилизаторные лопасти 202a. Зондовая/стабилизаторная лопасть 202 находится под углом относительно вертикальной оси утяжеленной бурильной трубы 204. На фиг.14, сборка 210 зонда показана присоединенной к зондовой/стабилизаторной лопасти 212 трубы 214, при этом зондовая/стабилизаторная лопасть 212 является по существу параллельной вертикальной оси трубы 214. Труба 214 также включает в себя дополнительные стабилизаторные лопасти 212a.
Узел 210 зонда более подробно проиллюстрирован на фиг.16. Узел 210 зонда включает в себя впуск для образца 220, первый защитный впуск 222 и второй защитный впуск 224. Подобно предыдущим вариантам осуществления впуски 220, 222, 224 выровнены по существу вертикально, с впуском для образца 220, расположенным между первым и вторым направляющим зондами 222, 224.
Композитный пакер 226 полностью окружает внешние периферии впуска для образца 220, первого защитного впуска 222 и второго защитного впуска 224. Композитный пакер 226 может включать в себя сегменты, которые дают возможность независимого выдвижения и втягивания каждого впуска 220, 222, 224. В проиллюстрированном варианте осуществления композитный пакер 226 включает в себя сегмент 230 впуска для образца, сегмент 232 первого защитного впуска и сегмент 234 второго защитного впуска. Для независимого приведения в действие каждый зонд, удлинитель впуска для образца оперативно присоединен к впуску для образца 220, удлинитель первого защитного впуска оперативно присоединен к первому защитному впуску 222, а удлинитель второго защитного впуска оперативно присоединен ко второму защитному впуску 224. Сегменты 230, 232, 234 отформованы так, что композитный пакер 226 обладает по существу непрерывной внешней периферией. В проиллюстрированном варианте осуществления внешняя периферия имеет овальную форму.
Впуск для образца 220 может быть отформован для максимизации изъятия текучей среды в круговом направлении наряду с минимизацией изъятия текучей среды из пласта в вертикальном направлении. В проиллюстрированном варианте осуществления впуск для образца 220 имеет овальную форму с большой осью, проходящей по существу в горизонтальном направлении, и малой осью, проходящей по существу в вертикальном направлении, параллельно оси ствола скважины. Несмотря на то, что проиллюстрирована овальная форма, другие формы, в том числе вытянутые и продолговатые профили, могут использоваться, не выходя из объема этого раскрытия.
Фиг.17A и 17B иллюстрируют альтернативный вариант осуществления сборки отборного зонда, которая является поворачиваемой для приспосабливания к контуру стенки ствола скважины, тем самым более надежно формируя уплотнение с ней. Будет приниматься во внимание, что стенка ствола 17 скважины не всегда параллельна оси 250 скважинного инструмента. Следовательно, пакер сборки зонда может быть представлен под углом к стволу скважины, тем самым уменьшая способность для достаточного уплотнения со стенкой ствола скважины. Как показано на фиг.16A, узел 252 зонда присоединен к утяжеленной бурильной трубе 254 удлинителем 256 зонда. Узел 252 зонда включает в себя опорную пластину 258, содержащую кронштейн 260, прикрепленный к ней. Кронштейн 260 с возможностью поворота присоединен к концу удлинителя 256 зонда. Опорная пластина 258 несет пакер 264, впуск для образца 266, первый защитный впуск 268 и второй защитный впуск 270. Удлинитель 256 зонда может быть предусмотрен в качестве силового цилиндра, который оперативно присоединен к источнику питания, такому как источник гидравлической жидкости 272.
При работе удлинитель 256 зонда может приводиться в действие для перемещения узла 252 зонда из втянутого положения, где сборка отнесена от стенки ствола 17 скважины, показанной на фиг.17A, в вытянутое положение, где сборка соприкасается со стенкой ствола 17 скважины, показанной на фиг.17B. Поворачиваемое соединение между удлинителем 256 и опорной пластиной 258 предоставляет пакеру 264 возможность дополнительно наклоняться относительно стенки ствола 17 скважины, тем самым более надежно уплотняясь со стенкой.
Фиг.18 иллюстрирует дополнительный вариант осуществления узла 300 зонда, имеющей вытянутый профиль для обеспечения улучшенного потока текучей среды наряду с удовлетворением габаритных ограничений, ассоциативно связанных с использованием в стабилизирующей лопасти 302 бурового инструмента, такого как утяжеленная бурильная труба 307. Узел 300 зонда расположен в полости 309, сформированной в лопасти 302, так, чтобы узел 300 мог заглубляться во время операций бурения. Предусмотрен механизм выдвижения (не показан) для выдвижения узла 300 до соприкосновения со стенкой ствола скважины, чтобы выполнять операции отбора образцов.
Узел 300 включает в себя впуск для образца 304, имеющий расширенную устьевую часть 306. Устьевая часть 306 вытянута вдоль продольной оси 303 лопасти 302 для обеспечения увеличенной поверхности взаимодействия для контактирования с пластом. Более точно, устьевая часть имеет первый размер профиля в направлении, параллельном оси 303 лопасти, и второй размер профиля в направлении, перпендикулярном оси 303 лопасти, в котором первый размер профиля является большим, чем второй размер профиля. В проиллюстрированном варианте осуществления устьевая часть имеет профиль поперечного сечения в целом овальной формы, с первым размером профиля, содержащим большую ось, и вторым размером профиля, содержащим малую ось. Для удовлетворения пространственного ограничения, представленного лопастным стабилизатором, второй размер профиля может быть меньшим, чем приблизительно 3,5 дюймов.
Впуск для образца 304 окружен внутренним пакером 308. Имеющий овальную форму защитный впуск 310 полностью окружает внутренний пакер 308 и впуск для образца 304. Защитный впуск 310 имеет профиль, который удлинен по продольной оси лопасти, подобно впуску для образца 304. Внешний пакер 312 окружает периферию защитного впуска 310. Внутренний и внешний пакеры 308, 312 имеют толщину и/или сформированы из материала, который обеспечивает достаточную прочность для выдерживания разностей давлений, формируемых во время работы сборки 300 зонда.
Узел 300 зонда, проиллюстрированный на фиг.18, в частности, пригоден для использования в стабилизирующей лопасти 302 в применениях во время бурения. Как отмечено выше, желательно минимизировать габариты впусков для сохранения конструктивной целостности утяжеленной бурильной трубы. Когда предусмотрен в пределах стабилизирующей лопасти, размер впуска дополнительно ограничен размерами лопасти, в частности, относительно узкой шириной лопасти. Как результат, защитный впуск должен быть уменьшен с ширины в 4-10 дюймов или более (как является типичным для спускаемых на тросе применений) до приблизительно 3,5 дюймов или менее для размещения в стабилизирующей лопасти. Данное изобретение не ограничено этими специальными размерами, пока габариты защитного впуска могут быть соразмерными с габаритными размерами ствола скважины или инструмента, в котором находится защитный впуск. После предоставления достаточного места для внутреннего пакера 308, для впуска для образца 304 остается только относительно узкое пространство. Впуск для образца 304, однако, должен содержать область взаимодействия, которая входит в контакт с пластом, то есть достаточно велика для гарантирования отвечающего требованиям потока жидкости. Вытянутая овальная форма устьевой части 306 увеличивает область взаимодействия впуска для образца 304 наряду с удовлетворением пространственных ограничений, накладываемых конструкцией лопасти.
С увеличенной областью взаимодействия, обеспеченной устьевой частью 306, может быть более затруднительным формировать достаточное уплотнение между пакерами 308, 312 и пластом, поскольку увеличенная область контакта более вероятно должна сталкиваться со складчатостью или другими поверхностными отклонениями пласта. Поворачиваемая головка зонда, обсужденная выше в связи с фиг.17A и 17B, может применяться с вытянутым профилем для минимизации влияний неровностей поверхности пласта.
Несмотря на то, что было изложено только несколько вариантов осуществления, альтернативные варианты и модификации будут очевидны специалистам в данной области техники из вышеприведенного описания. Эти и другие альтернативные варианты являются учтенными эквивалентами и находятся в пределах сущности и объема этого раскрытия и прилагаемой формулы изобретения.