Способы и системы для отбора проб из коллекторов тяжелой нефти

Способы и системы для отбора проб из коллекторов тяжелой нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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.

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/см². 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:

где R¹-R⁶, 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.

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 м³/сутки, допустима утечка 600-800 м³, 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 рец