Способ и устройство для определения оптимальной скорости откачки флюида на основе определяемого в скважине давления начала конденсации

Способ и устройство для определения оптимальной скорости откачки флюида на основе определяемого в скважине давления начала конденсации

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к спектрометрии в условиях скважины, в частности к надежному устройству и способу для определения оптимальной скорости откачки на основе соответствующего скважинным условиям давления начала конденсации или давления насыщения, которые либо известны, либо определяются путем измерения оптических спектров, характеризующих поглощательную способность пробы пластового флюида в отношении электромагнитного излучения, в процессе уменьшения давления, действующего на исследуемую пробу.

Уровень техники

Углеводородные пластовые флюиды, присутствующие в добывающей газовой или нефтяной скважине, обычно представляют собой смесь нефти, газа и воды. Давление, температура и объем пластовых флюидов регулируют фазовое соотношение этих составных компонентов. Вследствие высокого давления флюидов в пластах подземных пород в нефть, находящуюся под давлением, превышающим давление насыщения, часто проникают газы. При понижении давления из жидкофазной пробы выделяются удерживаемые или растворенные в ней газообразные соединения. Точность измерения давления, температуры и состава пластовых флюидов из конкретной скважины влияет на промысловую целесообразность добычи извлекаемых из этой скважины флюидов. Результаты таких измерений также дают информацию, используемую для максимально возможного повышения эффективности заканчивания скважины и освоения соответствующего коллектора углеводородов.

Существуют определенные методы исследования скважинных флюидов в стволе скважины. В патенте US 6467544 (Brown и др.) описана приемная камера для проб с поршнем, установленным в камере с возможностью перемещения и разделяющим камеру на полость для проб с одной стороны поршня и буферную полость - с другой. В патенте US 5361839 (Griffith и др., 1993 г.) раскрыт измерительный преобразователь для выдачи сигналов, представляющих характеристики находящейся в скважине пробы флюида. В патенте US 5329811 (Schultz и др., 1994 г.) раскрыты устройство и способ оценки данных давления и объема, относящихся к пробе скважинного флюида в условиях скважины.

Другие методы используются для взятия проб скважинных флюидов с целью их подъема на поверхность. В патенте US 4583595 (Czenichow и др., 1986 г.) раскрыт механизм с поршневым приводом для отбора пробы скважинного флюида. В патенте US 4721157 (Berzin, 1988 г.) раскрыта подвижная клапанная втулка для отбора пробы скважинного флюида в камеру. В патенте US 4766955 (Petermann, 1988 г.) раскрыт поршень, сопряженный с клапаном управления, для взятия пробы скважинного флюида, а в патенте US 4903765 (Zunkel, 1990 г.) - прибор для отбора проб скважинного флюида с выдержкой времени. В патенте US 5009100 (Gruber и др., 1991 г.) раскрыт пробоотборник на кабеле для взятия пробы скважинного флюида с заданной глубины скважины, в патенте US 5240072 (Schultz и др., 1993 г.) раскрыт реагирующий на затрубное давление прибор для отбора нескольких проб, позволяющий отбирать пробы скважинных флюидов в различные отрезки времени и на различных интервалах глубин, а в патенте US 5322120 (Be и др., 1994 г.) раскрыта гидравлическая система с электроприводом для отбора проб скважинных флюидов из глубины скважины.

Температуры в стволе скважины на больших глубинах часто превышают 300°F. Если на поверхность, где температура составляет 70°F, извлечь пробу горячего пластового флюида при температуре 300°F, соответствующее уменьшение температуры приведет к тому, что проба пластового флюида будет стремиться сократиться в объеме. Если же объем пробы остается неизменным, такое сокращение вызовет существенное уменьшение давления пробы. Падение давления может привести к изменению параметров, при которых пластовый флюид находился в скважине, в результате чего проба может разделиться на фазы: жидкость и содержащиеся в пробе газы. Разделение фаз значительно изменяет характеристики пластового флюида и уменьшает возможности оценки его фактических свойств.

Для преодоления этого недостатка были разработаны различные методы поддержания давления пробы пластового флюида. В патенте US 5337822 (Massie и др., 1994 г.) предлагалось создавать избыточное давление на пробу пластового флюида при помощи поршня с гидравлическим приводом, питаемого энергией сжатого газа под высоким давлением. Аналогичным образом, в патенте US 5662166 (Shammai, 1997 г.) предлагалось использовать сжатый газ для "зарядки" пробы пластового флюида. В патентах US 5303775 и US 5377755 (Michaels и др., соответственно 1994 и 1995 г.) раскрыт объемный насос двустороннего (двойного) действия, предназначенный для повышения давления пробы пластового флюида до уровня, превышающего давление насыщения, чтобы при последующем охлаждении давление флюида не упало ниже точки насыщения.

Возможности существующих методов по поддержанию давления пробы на уровне пластового ограничены множеством факторов. Предварительно напряженные пружины и пружины сжатия для этого не подходят, поскольку для создания необходимых сжимающих усилий необходимо использовать пружины крайне больших размеров. Механизмы, создающие сдвигающие усилия, являются ненастраиваемыми и не позволяют с достаточной легкостью отбирать несколько проб в разных местах ствола скважины. Применение газовых зарядов может привести к резкой разгерметизации уплотнений и загрязнению пробы. Для обеспечения работы системы поддавливания газом необходимо сложное оборудование, включающее резервуары, клапаны и регуляторы, которые являются дорогостоящими, занимают объем, дефицитный в стесненных условиях ствола скважины, а также требуют технического обслуживания и ремонта. Электрические или гидравлические насосы должны управляться с поверхности и имеют аналогичные недостатки.

Если при откачке пробы в приемный резервуар давление упадет ниже давления насыщения или давления начала конденсации, образование пузырьков газа, выпадение в осадок твердых веществ и выделение углеводородов переводит жидкую однофазную пробу сырой нефти соответственно в двухфазное и трехфазное состояния, в котором проба состоит из жидкости и газа или жидкости и твердых веществ. Для анализа характеристик породы в скважинных условиях стремятся получить пробы в однофазном состоянии, представляющие пластовый флюид в его естественном состоянии. Двухфазные пробы нежелательны, потому что если проба нефти разделилась на две фазы, вернуть ее в первоначальное состояние однофазной жидкости может быть трудно, если вообще возможно, и если это удастся, то это займет долгое время (недели), даже после повторного нагрева и/или взбалтывания пробы с целью перевести ее в однофазное состояние.

Из-за неопределенности процесса восстановления пробы качество и согласованность результатов любых лабораторных анализов на основе соотношения "давление-объем-температура" (PVT), проводимых в отношении нефти, восстановленной в однофазном состоянии, воспринимаются с определенной долей сомнения. Поэтому существует потребность в способе определения давления начала конденсации пробы пластового флюида, который позволил бы при отборе пробе выбирать оптимальную скорость откачки, гарантируя, что при отборе пробы давление не упадет ниже давления начала конденсации или давления насыщения и исключая риск получения испорченной пробы.

Краткое изложение сущности изобретения

Настоящее изобретение направлено на устранение недостатков соответствующего уровня техники, рассмотренного выше. Изобретение позволяет во время отбора проб предупредить выпадение твердых веществ и образование пузырьков, тем самым сохраняя пробу в однофазном состоянии. В настоящем изобретении предлагаются способ и устройство для определения оптимальной скорости откачки таким образом, чтобы во время забора проб избежать падения давления пробы ниже давления начала конденсации. Изобретением предусматривается применение скважинного спектрометра для определения давления начала конденсации с целью определения при отборе пробы оптимальной скорости откачки, позволяющего избежать фазовых изменений пробы пластового флюида. Пробу углеводородов (газ), находящуюся под пластовым давлением, заключают в регулируемый объем. В этом регулируемом объеме понижают давление. Вначале проба пластового флюида выглядит темной, так как при исследовании пропускает меньше световой энергии. Но по мере того, как давление понижается, а исследуемая проба с понижением давления становится более жидкой, или менее плотной, она пропускает через себя больше света. Однако при давлении начала конденсации проба начинает темнеть, пропуская через себя меньше световой энергии, поскольку в ней начинается выпадение асфальтенов. Таким образом, давление начала конденсации - это давление, при котором через пробу проходит максимум световой энергии. Давление начала конденсации вводят в уравнение, позволяющее определять оптимальную скорость откачки при известной подвижности флюида. Оптимальная скорость откачки при отборе пробы означает, что откачку ведут максимально быстро, не допуская при этом падения давления откачки или давления пробы пластового флюида до давления начала конденсации или ниже него. Поэтому оптимальная скорость откачки, выбираемая таким образом, чтобы давление пробы оставалось выше давления начала конденсации, позволяет избежать образования в пробе росы. В отношении тяжелых нефтей выполняют аналогичный процесс, выбирая оптимальную скорость откачки путем определения давления насыщения и задания оптимальной скорости откачки исходя из того, что давление пробы должно оставаться выше давления насыщения, аналогичным образом не допуская снижения давления до давления выпадения асфальтенов при температуре пласта в скважине.

Давление начала конденсации и давление насыщения могут определяться в условиях скважины или же могут быть получены иным путем.

Краткое описание чертежей

Для облегчения понимания нюансов настоящего изобретения ниже приводится подробное описание примера его осуществления, сопровождаемое прилагающимися чертежами, на которых однотипные узлы и детали обозначены одинаковыми номерами, и на которых показано:

на фиг.1 - схема разреза горных пород, иллюстрирующая рабочую среду при осуществлении изобретения,

на фиг.2 - схема компоновки для осуществления настоящего изобретения, включающей дополняющие друг друга инструменты,

на фиг.3 - схема, иллюстрирующая функционирование настоящего изобретения в характерном варианте его осуществления,

на фиг.4-13 - ряд графиков, используемых при определении давления начала конденсации и демонстрирующих зависимость между количеством проходящего через пробу света, отложенным по оси Y (мощность, Вт) и действующим на пробу давлением, отложенным по оси Х и выраженным в фунтах на кв. дюйм; по мере уменьшения давления мощность или количество света, проходящего через пробу, возрастает до давления начала конденсации, при котором выпадение в пробе асфальтенов и других твердых веществ начинает задерживать проходящий через пробу свет, и его мощность снижается,

на фиг.14 - графическое качественное представление испытания пласта с измерением пластового давления известным способом,

на фиг.15 - вертикальная проекция системы морского бурения с использованием настоящего изобретения,

на фиг.16 - фрагмент бурильной колонны, выполненной с использованием настоящего изобретения,

на фиг.17 - схема выполнения системы, реализующей настоящее изобретение,

на фиг.18 - вертикальная проекция варианта осуществления настоящего изобретения с применением канатной техники,

на фиг.19 - графики изменения давления в зависимости от времени и рабочего объема насоса, на которых показан характер понижения давления, определенный теоретически с использованием для вычислений определенных параметров,

на фиг.20 - график изменения давления в зависимости от времени, на котором показан начальный участок кривой восстановления давления для породы с умеренно низкой проницаемостью,

на фиг.21 - графики, характеризующие способ определения пластового давления с использованием итерационных приближенных оценок,

на фиг.22 - график, характеризующий способ нахождения пластового давления с использованием данных неполного восстановления давления,

на фиг.23 - график изменения давления в зависимости от скорости отбора флюида, иллюстрирующий технику вычислений, используемую в способе определения пластового давления в соответствии с настоящим изобретением,

на фиг.24 - график, иллюстрирующий способ, предлагаемый в настоящем изобретении,

на фиг.25 - изображение размещенного в скважине пробоотборника на кабеле,

на фиг.26 - изображение насоса двустороннего действия, предназначенного для прокачки пластового флюида в ствол скважины при опробовании пласта до получения не содержащей фильтрата пробы и откачки пластового флюида в приемный резервуар после получения чистой пробы, и

на фиг.27 - изображение пробоотборника, позволяющего откачивать из породы качественную пробу флюида, одновременно измеряя изменение подвижности/проницаемости по времени, что обеспечивает получение пробы в однофазном состоянии с низким уровнем загрязнения фильтратом бурового раствора, при этом физические характеристики полученной пробы соответствуют физическим характеристикам содержавшегося в пласте флюида.

Подробное описание примера осуществления изобретения

Фирмой "Бейкер Атлас" разработан прибор для опробования пластов (пробоотборник) RCI^ТМ (от англ. "Reservoir Characterization Instrument"), позволяющий оценивать пробы флюидов, характеризующие породу-коллектор углеводородов. Прибор RCI^ТМ используется для измерения давления в породе-коллекторе, а также для отбора проб из коллектора. Такие пробы обрабатываются в лабораториях для исследований флюидов на основе соотношения "давление-объем-температура" (PVT) с целью определения термодинамических свойств и зависимостей (PVT-данные), по которым косвенно судят о свойствах породы, из которой взята проба. Качество этих данных напрямую зависит от качества пробы, взятой прибором RCI^ТМ. Одними из наиболее трудных для взятия проб являются околокритические углеводороды, ретроградный газ и конденсатный газ. Очень важным параметром с точки зрения качества пробы является давление начала конденсации пробы газа. Если при отборе пробы давление флюида уменьшить ниже давления начала конденсации, из флюида, находящегося в породе-коллекторе или приборе, могут выделиться значительные количества жидких углеводородов, что сильно изменит состав пробы. Одним из приборов, используемых во взаимодействии с опробователем RCI^ТМ, является прибор Sample View^ТМ, оснащенный источником и приемником излучения в ближней ИК-области (БИК) спектра. Прибор Sample View^ТМ используется для контроля проб пластового флюида из породы-коллектора в пластовых условиях скважины. Получаемые прибором Sample View^ТМ спектральные характеристики при длине волны 1500 нм или других представляющих интерес длинах волн с одновременным увеличением пробы в объеме в изолированной части прибора дают представление о деталях изменений фазового состояния, например о давлении, при котором появляется первая капля жидкости (давление начала конденсации). На графике, показывающем изменение поглощательной способности в зависимости от давления, заметно резкое уменьшение поглощательной способности при давлении начала конденсации.

Эта предлагаемая в настоящем изобретении технология улучшает возможности по отбору проб в газовых пластах-коллекторах. В настоящее время на рынке услуг нефтепромысловым компаниям не существует известных технологий, позволяющих получать данные о давлении начала конденсации в пластовых (естественных) условиях. Во время любой процедуры опробования пласта-коллектора пробу пластового флюида извлекают из природной среды, в которой она находилась, т.е. пласта-коллектора, и помещают внутрь камеры высокого давления, расположенной в скважинном пробоотборнике, таком как прибор RCI^ТМ. Это достигается откачкой пробы флюида из породы пласта за счет создания на границе между стволом скважины и породой перепада давлений - депрессии на пласт, вызывающего приток флюида в приемную камеру для проб прибора RCI^ТМ. Если скорость откачки слишком велика, то создающий движущую силу перепад давлений приведет к падению давления пробы ниже давления начала конденсации. Как только давление в пробоотборнике, снижаясь, дойдет до давления начала конденсации, проба пластового флюида может утратить значительное количество жидкого конденсата, что существенно и безвозвратно изменит состав пробы. В рассматриваемом примере осуществления настоящего изобретения в пластовых условиях определяется давление начала конденсации, с использованием которого задается оптимальная скорость откачки прибора RCI^ТМ. Благодаря такой оптимальной скорости откачки при помощи прибора RCI^ТМ можно за минимальное время взять пробу наивысшего качества, не позволяя давлению опуститься до давления начала конденсации.

В нефтедобывающей промышленности технология сбора проб в однофазном состоянии была внедрена для того, чтобы предоставлять лабораториям анализа PVT-данных пробы наивысшего качества. PVT-данные обычно используются для проведения экономической оценки коллектора, а также для расчета оборудования и сооружений для добычи нефти. Эта технология выглядела весьма неплохо в отношении тяжелых и летучих нефтей, которые обычно находятся в коллекторе в недонасыщенных условиях. В случае же ретроградного и конденсатного газа сбор проб оказался гораздо более трудным делом. Для того чтобы брать пробы ретроградного и конденсатного газа в однофазном состоянии, полезно знать давление начала конденсации. Знание давления начала конденсации помогает при исследовании даже коллекторов с неизвестным составом углеводородов. Настоящее изобретение впервые предоставляет специалистам отрасли столь необходимые данные давления начала конденсации при отборе проб из газового пласта-коллектора в самом коллекторе. При известном давлении начала конденсации, определенном в скважине на месте проведения работ по опробованию коллектора, можно скорректировать скорость откачки таким образом, чтобы не попадать в область двухфазных состояний на диаграмме фазового состояния, т.е. в область давлений ниже давления начала конденсации. Поэтому соблюдение данного условия позволяет взять пробу флюида в действительно нетронутом состоянии, характерном для скважинных условий.

На фиг.1 схематически представлен геологический разрез 10 по стволу скважины 11. Ствол скважины обычно заполнен, по меньшей мере частично, смесью жидкостей, включающей воду, буровой раствор и пластовые флюиды, содержащиеся в горных породах, через которые пробурена скважина. В дальнейшем такие смеси текучих сред именуются скважинными флюидами или жидкостями. Понятие же "пластовый флюид" в дальнейшем используется в отношении конкретного пластового флюида, не содержащего сколько-нибудь существенных примесей жидкостей и газов, которые в естественных условиях отсутствуют в соответствующей вмещающей породе.

В стволе скважины 11 на конце кабеля 12 подвешен прибор 20 для отбора проб пластового флюида (пробоотборник). Для поддержки кабеля 12 часто используют шкив 13, установленный на буровой вышке 14. Спуск прибора и его извлечение на кабеле проводят с помощью лебедки с механическим приводом под управлением наземного процессора, например, включенного в состав оборудования грузового автомобиля 15 для технического обслуживания скважин.

На фиг.2 схематически показан пример выполнения пробоотборника 20 в соответствии с настоящим изобретением. В предпочтительном исполнении такой пробоотборник представляет собой блок из нескольких расположенных друг за другом секций, соединенных торец к торцу резьбовыми втулками соединительных муфт 23 с промежуточными сжимаемыми кольцами. В состав такого блока, подходящего для осуществления изобретения, могут входить гидравлический исполнительный механизм 21 и устройство 22 для извлечения пластовых флюидов. Ниже устройства 22 для извлечения пластового флюида расположен приводной насосный агрегат 24 с большим рабочим объемом для прокачки гидравлической линии. Ниже насоса с большим рабочим объемом расположен аналогичный приводной насосный агрегат 25 с меньшим рабочим объемом, который контролируется в количественном и качественном отношениях соответствующим устройством 300, более подробно описанным при рассмотрении фиг.3. Как правило, под насосом с малым рабочим объемом расположена одна или несколько секций-накопителей 26 с приемными резервуарами для проб. В каждой секции-накопителе 26 может быть три или более приемных резервуаров 30 для проб флюида.

Устройство 22 для извлечения флюидов содержит выдвижной зонд 27 для всасывания флюида, с противоположной от которого стороны расположены башмаки 28. Как зонд 27 для всасывания флюида, так и противолежащие башмаки 28 выдвигаются гидроприводом, плотно прилегая к стенкам ствола скважины. Более подробно конструкция и функционирование устройства 22 для извлечения флюидов описаны в патенте US 5303775, описание которого в полном объеме включено в данное описание в качестве ссылки.

Как показано на фиг.3, в рассматриваемом примере выполнения пробоотборник содержит связанное с ним устройство 300 (опробователь) с двумя сапфировыми окошками, источником 301 ИК-излучения, предпочтительно излучающим на длине волны 1500 нм, коллиматором 303, приемником (детектором) 306 и компьютеризованным насосом 302 со средствами контроля давления. Далее изложен пример последовательности действий при опробовании пласта в условиях скважины.

1. Включают насос прибора RCI^ТМ для очистки поступающего из породы пластового флюида путем его прокачки до тех пор, пока пластовые флюиды из прискважинной зоны практически не будут содержать примесей фильтрата бурового раствора. Пластовый флюид подвергают анализу в ближней (длинноволновой) ИК-области спектра при помощи источника 301, приемника 306 и компьютера 307. Этот процесс продолжается до тех пор, пока результаты анализа в ближней ИК-области или на других длинах волн (т.е. по технологии Sample View) не покажут минимальный уровень загрязнения флюида фильтратом бурового раствора на основе установившегося или асимптотического поведения свойств флюида в ближней ИК-области.

2. Часть пробы 304 пластового флюида, откачанной из породы на этапе 1, изолируют в приборе при помощи клапанов, заключая ее в регулируемом объеме между окошками 305 и насосом 302.

3. Пробе дают стабилизироваться в состоянии покоя, прекращая откачку на пять минут.

4. Для гарантированного наступления стабилизации (восстановления давления) контролируют давление с тем, чтобы скорость его изменения не превышала 0,2 фунт на кв. дюйм в минуту.

5. По данным приемника 306 контролируют поглощательную способность пробы углеводородов или уровень мощности проходящего через нее света, чтобы убедиться в стабильности линии отсчета системы.

6. В приемнике 306 и/или компьютере 307 обнуляют поглощательную способность в ближней ИК-области или иной области длин волн, либо величину мощности.

7. Компьютеризованный насос приводят в действие на увеличение объема пробы со скоростью от 3 до 14 см³/мин, понижая давление, действующее на пробу в регулируемом объеме.

8. При помощи компьютера, или процессора, 307 строят график зависимости поглощательной способности или мощности проходящего излучения (прозрачность/поглощательная способность) от давления с определением давления начала конденсации или давления насыщения.

В настоящем изобретении предлагаются способ и устройство для определения давления начала конденсации (точки росы), при котором из пробы пластового флюида выпадают жидкие углеводороды. Давление начала конденсации используется как опорное значение для определения оптимальной скорости откачки при отборе проб, что позволяет избежать утраты входящих в состав пробы углеводородов. Уравнения, используемые для определения Оптимальной скорости откачки на основе заданного минимально допустимого давления (превышающего давление начала конденсации или давление насыщения) и известной подвижности флюида, описаны ниже в разделе "Определение оптимальной скорости откачки на основе заданного минимально допустимого давления".

На фиг.4 собраны результаты экспериментов по определению давления начала конденсации, описанных графиками на фиг.5-13. На этих графиках представлен набор кривых 400, использовавшихся для определения давления начала конденсации и характеризующих изменение количества проходящего через пробу света, отложенного по оси Y (мощность 410, Вт), в зависимости от давления 420, отложенного по оси Х в фунт на кв. дюйм. На фиг.5-13 следует отметить, что при понижении давления регистрируемая приемником мощность или количество света, проходящего через пробу, возрастает вплоть до точки, соответствующей давлению начала конденсации (точка начала конденсации), при которой выпадение жидких углеводородов в пробе начинает задерживать проходящий через пробу свет, что приводит к уменьшению мощности. Давление, при котором мощность начинает уменьшаться вновь, есть давление 440 начала конденсации.

В настоящем изобретении предлагается скважинный спектрометр, позволяющий определять давление начала конденсации для определения оптимальной скорости откачки во время отбора проб, что предотвращает выпадение асфальтенов в пробе пластового флюида. Пробу, находящуюся под пластовым давлением, заключают в регулируемый объем. В этом регулируемом объеме понижают давление. Вначале проба пластового флюида выглядит темной, так как при исследовании пропускает меньше световой энергии. Но по мере того, как давление понижается, а исследуемая проба с понижением давления становится более жидкой, или менее плотной, она пропускает через себя больше света. При достижении же давлении начала конденсации проба начинает темнеть, пропуская через себя меньше световой энергии, поскольку в ней начинается выпадение жидких углеводородов. Таким образом, давление начала конденсации - это давление, при котором через пробу проходит максимум световой энергии. Давление начала конденсации вводится в уравнение, позволяющее во время отбора проб определять оптимальную скорость откачки при известной подвижности флюида, чтобы не допустить падения давления до давления начала конденсации во избежание утраты входящих в состав пробы углеводородов.

Определение оптимальной скорости откачки на основе заданного минимально допустимого давления

На фиг.15 показана буровая установка в одном варианте изобретения. На этом чертеже изображена типовая буровая вышка 202, от которой понятным специалисту образом проведена скважина 204. Буровая вышка 202 имеет рабочую колонну 206, которая в данном варианте представляет собой бурильную колонну. На конце бурильной колонны 206 закреплено буровое долото 208 для бурения скважины 204. Изобретение может найти применение и с другими типами рабочих колонн, оно осуществимо также при использовании канатной техники (кабелей, тросов, канатов), показанной на фиг.25, колонн сборных труб, колонн гибких труб НКТ и прочих труб малого диаметра, таких как трубы для спуска в скважину под давлением. Буровая вышка 202 установлена на буровом судне 222, снабженном трубопроводом 224, связывающим буровое судно 222 с морским дном 220. Вместе с тем, для реализации настоящего изобретения может быть приспособлена буровая установка любой конфигурации, например наземная установка.

При необходимости бурильная колонна 206 может быть снабжена забойным двигателем 210. В состав бурильной колонны 206 входит расположенное над буровым долотом 208 обычное контрольное устройство, которое может иметь по меньшей мере один известный из уровня техники датчик 214 для измерения в условиях скважины характеристик скважины, долота и породы-коллектора. Одной полезной функцией датчика 214 является определение направления, азимута и ориентации бурильной колонны 206 при помощи измерителей ускорения (акселерометров) или аналогичных первичных преобразователей. Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) также содержит включенный в нее опробователь или испытатель 300 пласта, соответствующий варианту, показанному на фиг.3. В подходящем месте спусковой колонны 206, например, над испытателем 216 пласта, расположена телеметрическая система 212. Телеметрическая система 212 используется для передачи управляющих сигналов и данных между поверхностью и испытателем 216 пласта.

На фиг.16 показана секция бурильной колонны 206. Эта секция с находящимся в ней скважинным прибором предпочтительно входит в состав КНБК, располагаясь вблизи бурового долота (на чертеже не показано). В состав прибора входят блок передачи данных и источник 320 энергии для обеспечения двусторонней связи с поверхностью и электроснабжения глубинных компонентов. В предпочтительном варианте скважинному прибору нужен лишь пусковой сигнал с поверхности, инициирующий процесс испытания пласта. В дальнейшем все функции управления прибором осуществляются скважинным контроллером и процессором (на чертеже не показаны). Источником энергии может быть генератор, приводимый турбонасосным забойным двигателем (на чертеже не показан), или любой другой подходящий источник питания. Предусмотрено также несколько стабилизаторов 308 и 310 для центрирования секции бурильной колонны 206 со скважинным прибором и пакеры 304 и 306 для изоляции части кольцевого пространства. Для обеспечения возможности непрерывной циркуляции бурового раствора выше пакеров 304 и 306 в то время, пока буровое долото не вращается, используется циркуляционный клапан, предпочтительно расположенный над верхним пакером 304. Для выпуска флюида из испытательного объема между пакерами 304 и 306 в верхнее кольцевое пространство используется отдельный выпускной или уравнительный клапан (на чертеже не показан). Выпуск флюидов через такой клапан снижает давление в испытательном объеме, что требуется для испытания пласта при помощи депрессий. Также предполагается, что давление между пакерами 304 и 306 можно понижать, всасывая флюид в прибор или выпуская флюид в нижнее кольцевое пространство, но в любом случае для понижения давления необходимо тем или иным способом увеличивать объем среднего кольцевого пространства.

В одном варианте изобретения на испытателе 216 пласта между пакерами 304 и 306 расположен выдвижной уплотнительный башмак 302, прижимающийся к стенке скважины 204 (фиг.17). Уплотнительный башмак 302 может использоваться и без пакеров 304 и 306, так как достаточно плотный контакт со стенкой скважины можно создать и с помощью одного башмака 302. Если пакеры 304 и 306 не используются, то необходимо создание усилия, прижимающего уплотнительный башмак 302 к стенке скважины 204. Образующееся при этом уплотнение создает вблизи уплотнительного башмака испытательный объем, находящийся только в пределах прибора и проходящий до насоса, без использования объема между пакерами. В состав скважинного прибора, показанного на фиг.16, также входит устройство 300.

Одним из путей обеспечения герметичности испытательного объема является более надежная фиксация бурильной колонны 206. Для заякоривания бурильной колонны 206 на время испытания пласта в конструкцию бурильной колонны 206 могут быть включены управляемые выдвижные распорные элементы 312 и 314. Как показано на чертеже, в данном варианте распорные элементы 312 и 314 встроены в стабилизаторы 308 и 310. Распорные элементы 312 и 314, которые на торцах должны иметь шероховатую рабочую поверхность для сцепления со стенкой скважины, защищают элементы конструкции из мягкого материала, такие как уплотнительный башмак 302 и пакеры 304 и 306, от повреждений, которые могут быть вызваны смещением прибора. Особую актуальность применение распорных элементов 312 имеет на плавучих буровых установках, таких как установка, показанная на фиг.15, поскольку вызываемые качкой движения могут привести к преждевременному износу уплотнений.

На фиг.17 схематически показан прибор, изображенный на фиг.16, с внутренними компонентами глубинного и наземного оборудования. Для фиксации бурильной колонны 206 избирательно выдвигающиеся распорные элементы 312 упираются в стенку 204 скважины. Пакеры 304 и 306, хорошо известные в данной области техники, расширяются, прижимаясь к стенке 204 скважины. В рабочем состоянии пакеры делят кольцевое пространство скважины на три участка, разобщая между собой верхнее кольцевое пространство 402, среднее кольцевое пространство 404 и нижнее кольцевое пространство 406. Изолированная часть кольцевого пространства (или просто изолированная зона) 404 граничит с породой 218 пласта. На бурильной колонне 206 с возможностью избирательного или управляемого выдвижения в изолированную зону 404 установлен выдвижной уплотнительный башмак 302. Как показано на чертеже, через выдвижной уплотнительный башмак 302 проходит гидравлическая линия, которая соединяет нетронутый пластовый флюид 408 и датчики прибора, такие как датчик 424 давления, создавая отверстие 420 в изолированном кольцевом пространстве 404. Чтобы исследовать или отбирать на пробу именно флюид из породы, предпочтительно, чтобы пакеры 304 и 306 были плотно прижаты к стенке 204, а между стенкой и выдвижным элементом 302 образовалось герметичное уплотнение. Понижение давления в изолированной зоне 404 перед вводом уплотнительного башмака 302 в контакт со стенкой скважины вызывает приток флюида из пласта в изолированную зону 404. При таком движении пластового флюида, когда выдвижной элемент 302 войдет в контакт со стенкой скважины, проходящее через уплотнительный башмак 302 отверстие 420 будет открыто для поступления нетронутого флюида 408. При бурении наклонно-направленных или горизонтальных скважин весьма желательно управлять ориентацией выдвижного элемента 302. При этом в предпочтительной ориентации выдвижной элемент должен быть направлен к верхней части стенки скважины. Для определения ориентации выдвижного элемента 302 можно использовать датчик 214, например измеритель ускорения. Затем выдвижной элемент может быть выставлен в заданном направлении, при помощи приемов и не показанных на чертеже средств, хорошо известных в данной области техники, таких как направленное бурение с помощью отклоняющего переводника. Устройство для бурения, например, может включать в себя бурильную колонну 206, вращающуюся от наземного вращательного привода (на чертеже не показан). Для вращения колонны независимо от бурового долота также может использоваться забойный гидротурбинный двигатель (поз. 210 на фиг.15). Таким образом, бурильная колонна может поворачиваться до тех пор, пока выдвижной элемент не установится в заданном направлении, о чем можно судить по показаниям датчика 214. На время испытания наземный вращательный привод останавливается, и бурильная колонна 206 перестает вращаться, тогда как буровое долото с приводом от забойного гидротурбинного двигателя может продолжать вращение.

Управление процессом испытания или опробования пласта предпочтительно осуществляется скважинным контроллером 418. Контроллер 418 связан по меньшей мере с одним устройством 426 управления объемом системы (насосом) и сопряженным с ним устройством 300. В предпочтительном варианте насос 426 представляет собой устройство с небольшим поршнем, перемещающимся с приводом от шарикового винта и шагового электродвигателя или иного двигателя с плавным регулированием, благодаря его способности последовательно (в несколько приемов) изменять объем системы. Кроме того, насос 426 может быть и винтовым насосом. При использовании других типов насосов в систему также необходимо включить расходомер. Для управления потоком флюида к насосу 426 в гидравлической линии 422 между датчиком давления 424 и насосом 426 расположен клапан 430. Испытательным объемом 405 прибора является объем пространства под отводимым поршнем насоса 426, включая объем гидравлической линии 422. Датчик давления используется для измерения давления в испытательном объеме 404. Здесь следует отметить, что испытание пласта может быть столь же полноценным, если его проводить при убранном уплотнительном башмаке 302. В этом случае объем системы включает в себя объем среднего кольцевог