Инструмент и способ для оценки пласта

Инструмент и способ для оценки пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Скважины обычно бурят в земле, чтобы добывать из природных месторождений нефть и газ, а также другие необходимые материалы, заключенные в геологических пластах в земной коре. Обычно скважину бурят буровым долотом, закрепленным на нижнем конце бурильной колонны. По бурильной колонне к буровому долоту закачивают буровой раствор. Буровой раствор смазывает и охлаждает буровое долото и уносит выбуренную горную породу на поверхность по кольцевому пространству между бурильной колонной и стенкой скважины.

Часто бывает желательным иметь информацию о подземных пластах, через которые проходит скважина. Например, один аспект стандартной оценки пласта относится к измерениям пластового давления и проницаемости пласта. Эти измерения имеют большое значение для прогнозирования продуктивности и периода эксплуатации подземного пласта.

Один способ измерения свойств пласта заключается в том, что в скважину опускают спускаемый на тросе инструмент для измерения свойств пласта. Спускаемый на тросе инструмент представляет собой измерительный инструмент, подвешенный на тросе при его опускании в скважину, чтобы можно было измерять свойства пласта на требуемых глубинах. Типичный спускаемый на тросе инструмент может содержать зонд, который можно прижать к стенке скважины для установления связи по текучей среде с пластом. Такой вид спускаемого на тросе инструмента известен как "опробователь пластов". С помощью зонда опробователь пластов может измерить давление пластовых текучих сред, выработать импульс давления для определения проницаемости пласта и взять пробу пластовой текучей среды для последующего анализа.

Для использования спускаемого на тросе инструмента необходимо извлечь бурильную колонну из скважины, чтобы в нее можно было опустить инструмент. Эта операция называется "спускоподъемной операцией". Поскольку такая операция требует значительных расходов и времени бурения, спускаемые на тросе инструменты обычно используются только в тех случаях, когда информация абсолютно необходима или когда бурильная колонна поднимается по другой причине, например для замены бурового долота. Примеры спускаемых на тросе опробователей пластов описаны, например, в патентах США № 3934468, № 4860581, № 4893505, № 4936139 и № 5622223.

В другом способе измерения свойств пласта используются измерительные инструменты и устройства, которые располагаются вблизи бурового долота в бурильной системе. Измерения выполняются во время процесса бурения. Серийно выпускается множество скважинных буровых инструментов, таких как инструменты для каротажа в процессе бурения и инструменты для измерения в процессе бурения. Под каротажем в процессе бурения (КПБ) подразумевается измерение свойств пласта во время процесса бурения. Данные в реальном времени, например давление пласта, позволяют буровым мастерам принимать решения относительно массы и состава бурового раствора, а также относительно скорости бурения и нагрузки на буровое долото, в процессе бурения. Следует отметить, что КПБ и "измерения в процессе бурения" (ИПБ) имеют разное значение для специалистов. ИПБ обычно относится к измерениям траектории бурового долота, а также температуры и давления в буровой скважине, а КПБ относится к измерению таких параметров пласта, помимо прочего, как удельное сопротивление, пористость, проницаемость и скорость звука. Это различие между КПБ и ИПБ не имеет значения для данного изобретения, поэтому в описании не проводится различие между этими двумя терминами.

Инструменты для оценки пласта в процессе бурения, способные выполнять различные исследования пласта в скважине, обычно содержат небольшой зонд или пару пакеров, которые могут выдвигаться из утяжеленной бурильной трубы для установления связи по текучей среде между пластом и датчиками давления в инструменте, чтобы можно было измерить давление пластовой текучей среды. В некоторых известных инструментах используется насос для активного всасывания из пласта пробы текучей среды, которую можно хранить в отборной камере в инструменте для последующего анализа. Такой насос обычно питается от батареи или генератора в бурильной колонне, который приводится в действие потоком бурового раствора.

Техническим результатом настоящего изобретения является создание скважинного инструмента и способа для оценки пласта в процессе бурения, которые были бы более надежными и эффективными по сравнению с известными, но при этом обеспечивали экономию пространства в утяжеленной бурильной трубе.

Этот технический результат достигается тем, что инструмент для оценки пласта, устанавливаемый в стволе скважины вблизи подземного пласта, содержит корпус, вход для текучей среды, расположенный в корпусе, насос для текучей среды, находящийся в связи по текучей среде с входом для текучей среды и содержащий насосную камеру и первый поршень, расположенный в насосной камере с возможностью совершения хода загрузки или хода разгрузки, когда на поршень действует внутритрубное давление.

Первый поршень может образовать первую секцию и вторую секцию насосной камеры, при этом насос дополнительно содержит гидравлическую камеру, второй поршень, расположенный в гидравлической камере и образующий первую секцию гидравлической камеры и вторую секцию гидравлической камеры, причем первый поршень и второй поршень соединены соединительным элементом, клапан, находящийся в связи по текучей среде с насосной камерой для избирательного помещения насосной камеры в связь по текучей среде по меньшей мере с одной линией, выбранной из линии загрузки и линии разгрузки, клапан изоляции внутритрубного давления для избирательного установления гидравлической связи гидравлической камеры с внутритрубным давлением, клапан изоляции давления в кольцевом пространстве для избирательного установления гидравлической связи гидравлической камеры с давлением в кольцевом пространстве, пружину, расположенную в первой секции гидравлической камеры или во второй секции гидравлической камеры с возможностью приложения силы ко второму поршню, причем первый поршень выполнен с возможностью перемещения относительно насосной камеры, а второй поршень выполнен с возможностью перемещения относительно гидравлической камеры.

Насос для текучей среды может дополнительно содержать камеру сильфона и гибкий сильфон, расположенный в камере сильфона и образующий первую секцию камеры сильфона и вторую секцию камеры сильфона, при этом первая секция камеры сильфона находится в связи по текучей среде со второй секцией гидравлической камеры, а вторая секция камеры сильфона находится в связи по текучей среде с клапаном изоляции давления в кольцевом пространстве и клапаном изоляции внутритрубного давления.

Вход для текучей среды может содержать зонд, выполненный с возможностью выдвижения из корпуса для установления связи по текучей среде с пластом.

Инструмент может дополнительно содержать первый пакер, расположенный над входом для текучей среды, и второй пакер, расположенный под входом для текучей среды.

Инструмент для оценки пласта в процессе бурения может дополнительно содержать выходное отверстие и по меньшей мере одну отборную камеру.

Инструмент может дополнительно содержать по меньшей мере один датчик. По меньшей мере один датчик может представлять собой датчик, выбранный из группы, состоящей из датчика температуры, датчика удельного сопротивления, датчика давления, оптического датчика и их комбинации.

Указанный технический результат достигался и тем, что способ оценки пласта заключается в том, что устанавливают связь по текучей среде между входом для текучей среды в инструменте для оценки пласта и пластом и втягивают текучую среду в инструмент посредством избирательного повторения приложения давления в кольцевом пространстве к первой стороне поршня и приложения внутритрубного давления к первой стороне поршня.

При установлении связи по текучей среде можно надувать пакеры для изоляции представляющей интерес зоны на стенке скважины.

При установлении связи по текучей среде можно выдвигать зонд для установления связи по текучей среде с пластом.

В способе можно дополнительно направлять пробу текучей среды из насоса для текучей среды в кольцевое пространство, определять, когда проба текучей среды очистится, и направлять пробу текучей среды в отборную камеру.

Можно дополнительно измерять переходное давление во входе для текучей среды.

Можно дополнительно измерять импульс давления во втором входе для текучей среды.

Можно дополнительно измерять по меньшей мере одно свойство пластовой текучей среды. По меньшей мере одно свойство пластовой текучей среды может представлять собой по меньшей мере одно свойство, выбранное из группы, состоящей из плотности, удельного сопротивления и давления.

В способе можно дополнительно передать пусковой сигнал в насос для текучей среды, останавливать процесс бурения, останавливать поток бурового раствора через бурильную колонну и возобновлять поток бурового раствора через бурильную колонну после выбранного интервала.

В способе можно дополнительно контролировать перемещение зонда, вычислять общий закачанный объем для очистки на основании перемещения зонда и определять глубину проникновения на основании общего закачанного объема для очистки.

Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения будут понятны из следующего описания со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:

фиг.1 изображает один вариант выполнения буровой системы, в которой можно использовать настоящее изобретение;

фиг.2 изображает поперечное сечение секции бурильной колонны, содержащей инструмент для оценки пласта в процессе бурения, согласно изобретению;

фиг.3 изображает схематический вид инструмента для оценки пласта в процессе бурения согласно изобретению;

фиг.4 изображает схематический вид насоса согласно одному варианту изобретения;

фиг.5 изображает схематический вид насоса согласно другому варианту изобретения;

фиг.6А изображает поперечное сечение модуля зонда, содержащего зонд, вход и пакеры, согласно одному варианту изобретения;

фиг.6В изображает поперечное сечение модуля зонда, содержащего зонд, вход и пакеры, согласно одному варианту изобретения;

фиг.7 изображает поперечное сечение утяжеленной бурильной трубы с расположенным в ней зондом согласно одному варианту изобретения;

фиг.8А иллюстрирует способ согласно одному варианту изобретения;

фиг.8В иллюстрирует другой способ согласно одному варианту изобретения.

Согласно одному или нескольким вариантам изобретение относится к насосу для текучей среды, который можно использовать в условиях бурения скважины. В некоторых вариантах изобретение относится к способу использования насоса для текучей среды. В одном или нескольких вариантах изобретение относится к инструменту для оценки пласта в процессе бурения, который содержит насос для текучей среды. В некоторых других вариантах изобретение относится к способу оценки пласта в процессе бурения. В дальнейшем изобретение будет описано со ссылками на прилагаемые чертежи.

Фраза "оценка пласта в процессе бурения" подразумевает различные операции отбора проб и опробования, которые могут выполняться в процессе бурения, такие как, помимо прочего, отбор пробы, откачка текучей среды, предварительные опробования, опробования давления, анализ текучей среды и опробование удельного сопротивления. Следует отметить, что "оценка пласта в процессе бурения" необязательно означает, что измерения выполняются, когда буровое долото действительно врезается в пласт. Например, отбор проб и закачку обычно выполняют во время коротких остановок в процессе бурения. То есть вращение бурового долота прекращается на короткое время, чтобы можно было выполнить измерения. После выполнения измерений бурение можно продолжить. Даже в тех вариантах, где измерения выполняются только после прекращения бурения, эти измерения все же не требуют подъема бурильной колонны.

В данном контексте понятие "находящиеся в гидравлической связи" используется для описания тел, соединенных между собой таким образом, что между ними может передаваться давление текучей среды. Понятие "находящиеся в связи по текучей среде" используется для описания тел, соединенных между собой таким образом, что между ними может проходить текучая среда. Следует отметить, что "гидравлическая связь" может включать определенные компоновки, при которых текучая среда не может проходить между элементами, однако давление все же может передаваться. Следовательно, связь по текучей среде является подгруппой гидравлической связи.

На фиг.1 изображена буровая система 101, используемая для бурения скважины через подземные пласты. Буровая установка 103 на поверхности используется для вращения бурильной колонны 105, которая содержит на своем нижнем конце буровое долото 107. Во время вращения бурового долота 107 используется буровой насос 121 для закачки бурового раствора вниз (показано стрелкой 104) через бурильную колонну 105 к буровому долоту 107. Буровой раствор, который используется для охлаждения и смазки бурового долота, выходит из бурильной колонны через отверстия (не показаны) в буровом долоте 107. Затем буровой раствор уносит выбуренную горную породу из забоя скважины при его прохождении обратно на поверхность (показано стрелкой 106) через кольцевое пространство между бурильной колонной 105 и пластом 102. На поверхности возвратный поток бурового раствора фильтруется и передается обратно в емкость 122 для бурового раствора для его повторного использования.

Нижний конец бурильной колонны 105 содержит оборудование низа бурильной колонны (ОНК) 110, которое включает буровое долото 107, а также несколько утяжеленных бурильных труб (например, 112, 114), которые могут содержать различные инструменты, такие как датчики КПБ и ИПБ и телеметрическое оборудование. Инструмент для оценки пласта в процессе бурения можно, например, разместить в стабилизаторе 114. Стабилизатор 114 содержит лопасти 115, которые контактируют со стенкой скважины и уменьшают "колебание" бурового долота 107. Под "колебанием" подразумевается тенденция бурового долота при его вращении отклоняться от вертикальной оси скважины и вызывать изменение направления бурового долота. Стабилизатор 114 предпочтительно уже находится в контакте со стенкой скважины, так что требуется меньшее выдвижение зонда для установления связи по текучей среде с пластовыми текучими средами. Специалистам будет понятно, что инструмент для оценки пласта в процессе бурения можно разместить и в других местах кроме стабилизатора, не выходя за рамки объема притязаний изобретения.

На фиг.2 показан инструмент 601 для оценки пласта в процессе бурения согласно одному или нескольким вариантам изобретения. Инструмент 601 расположен в буровой скважине 603. Кольцевая область между инструментом 601 и скважиной называется "кольцевым пространством" 605. Инструмент 601 имеет верхний конец 631 и нижний конец 632, которые могут присоединяться к бурильной колонне, такой как бурильная колонна 101 на фиг.1, известным образом.

Инструмент 601 содержит секции или модули, в которых размещены инструменты для выполнения операций в скважине. Например, секция 602 является батарейным модулем, в котором находится батарея для питания электронных элементов в системе управления. Секция 604 представляет собой шасси с камерой, в которой размещены системы управления и телеметрическое оборудование. Секция 606 представляет собой гидравлический модуль, который регулирует распределение гидравлической мощности по инструменту. Специалистам будет понятно, что в инструмент для оценки пласта в процессе бурения можно включить и другие секции или модули, не выходя за рамки объема притязаний изобретения. Инструмент может быть также выполнен как единое целое, а не состоящим из отдельных модулей.

Инструмент 601 для оценки пласта в процессе бурения, изображенный на фиг.2, также содержит всасывающую секцию 608, насосную секцию 610 и секцию 612 отборной камеры. Всасывающая секция 608 расположена вблизи центра инструмента 601. Всасывающая секция 608, как показано на чертеже, содержит зонды 621, 622. Эти зонды могут выдвигаться для установления контакта с боковой стенкой скважины и установления связи по текучей среде с пластом. Можно использовать и другие устройства, такие как двойные пакеры или комбинации пакера и зонда, которые будут описаны ниже со ссылкой на фиг.6А и 6В.

Один или более зондов могут избирательно приводиться в действие для выполнения оценки пласта, например отбора проб и опробования давления. Как показано на фиг.2, зонд 622 находится в связи по текучей среде с линией 624 потока, которая позволяет пластовой текучей среде проходить из пласта в инструмент 601. Всасывающая секция будет описана более подробно со ссылками на фиг.6А и 6В. К линии 624 потока можно оперативно подключать различные датчики или другие инструменты для определения свойств пластовой текучей среды.

Инструмент 601 имеет канал 640, который позволяет буровому раствору проходить вниз через инструмент 601. Инструменты предпочтительно расположены в секциях, так что канал позволяет буровому раствору проходить через канал 640 в инструмент 601. Компоновку и порядок расположения секций или модулей в инструменте 601 можно модифицировать в зависимости от обстоятельств. Расположение модулей не является ограничительным признаком изобретения.

На фиг.3 представлен схематический вид системы 300 для оценки пласта в процессе бурения согласно изобретению. Система 300 для оценки пласта в процессе бурения может быть частью инструмента для оценки пласта в процессе бурения, такого как инструмент 601 для оценки пласта в процессе бурения на фиг.2 (т.е. состоящий из всасывающей секции 608, насосной секции 610 и секции 612 отборной камеры). Следует отметить, что в данном контексте понятие "инструмент для оценки пласта в процессе бурения" относится в целом ко всему инструменту, такому как на фиг.2. Понятие "система для оценки пласта в процессе бурения" относится к конкретному набору инструментов и оборудования в инструменте, которые выполняют конкретный вид оценки пласта. Инструмент для оценки пласта в процессе бурения может содержать более одной системы для оценки пласта в процессе бурения.

Система 300 для оценки пласта в процессе бурения, изображенная на фиг.3, содержит зонд 211, насос 301 и отборные камеры 306а, 306b, 306 с. Насос 301 находится в связи по текучей среде с входом для текучей среды (например, узлом 211 зонда на фиг.3) через линию 302 загрузки, а вход для текучей среды находится в связи по текучей среде с пластом F. Насос 301 для текучей среды также находится в связи по текучей среде с линией 303 разгрузки. В проиллюстрированном варианте линия 303 разгрузки ведет к выпуску 311 скважины и множеству отборных камер 306а, 306b, 306с для хранения проб пластовой текучей среды. По меньшей мере в одном варианте линия 302 загрузки и линия 303 разгрузки по существу представляют собой один и тот же путь движения потока, но разделенный трехходовым клапаном 309. Трехходовой клапан 309 может быть расположен так, что насос 301 находится в связи по текучей среде с линией 302 загрузки и изолирован от линии 303 разгрузки, или же трехходовой клапан 309 может быть расположен так, что насос 301 находится в связи по текучей среде с линией 303 разгрузки и изолирован от линии 302 загрузки.

Линия 303 разгрузки содержит дренажный клапан 307, который может избирательно включаться для приведения насоса 301 в связь по текучей среде с выпуском 311 скважины. Например, дренажный клапан 307 может вести к выпуску 311 скважины, который содержит выходное отверстие в стороне инструмента. Каждая камера из отборных камер 306а, 306b, 306с предпочтительно содержит клапан 305а, 305b, 305с изоляции отборной камеры, который может избирательно включаться для приведения насоса 301 в связь по текучей среде с одной или более отборными камерами 306а, 306b, 306с.

На фиг.4 представлен подробный схематический вид насоса 301 в системе 300 для оценки пласта в процессе бурения, изображенной на фиг.3. Насос 301 приводится в действие перепадом давления между давлением бурового раствора в бурильной колонне (так называемым "внутритрубным давлением", P_I) и давлением в кольцевом пространстве (так называемым "давлением в кольцевом пространстве", Р_A). На фиг.2 внутритрубное давление P_I существует в канале 640 внутри инструмента 601, а давление Р_A - в кольцевом пространстве 605 между инструментом 601 и стенкой 603 скважины. Этот перепад давления (ΔР=Р_I-Р_A) возникает в результате падения давления, связанного с прокачкой бурового раствора через буровое долото в нижней части бурильной колонны или через другие сужения сечения бурильной колонны. Перепад давлений обычно составляет 700-1200 футов на квадратный дюйм.

Изображенный на фиг.4 насос 301 имеет насосную камеру 404 и гидравлическую камеру 410. Поршневой узел 408 содержит первый поршень 406, расположенный в насосной камере 404, второй поршень 411, расположенный в гидравлической камере, и соединительный элемент 407, который соединяет первый и второй поршни 406, 411. Первый поршень 406 делит насосную камеру на первую и вторую секции. В показанном варианте первая секция является полостью 409 закачки текучей среды, а вторая секция - полостью 417 загрузки. Второй поршень 411 поршневого узла 408 также делит гидравлическую камеру 410 на первую секцию и вторую секцию. В показанном варианте первая секция гидравлической камеры 410 является полостью 414 для пружины, а вторая секция - полостью 415 для давления. Предпочтительно предусмотрены уплотнения 405, 412, чтобы предотвратить прохождение текучей среды между полостью 414 для пружины и полостью 415 для давления. Соединительный элемент 407 (например, стержень) соединяет первый поршень 406 со вторым поршнем 411 поршневого узла 408. Поршневой узел 408 совершает возвратно-поступательное движение или движется вперед и назад скользящим движением в каждой из камер 404, 410. Штриховые линии 406а показывают другое возможное положение первого поршня 406 поршневого узла 408, а штриховые линии 411а показывают соответствующее положение второго поршня 411 поршневого узла 408.

Прежде чем приступать к описанию работы насоса 301, важно отметить, что в некоторых вариантах система 300 оценки пласта в процессе бурения (фиг.3) "сбалансирована по давлению". "Балансирование давления" означает, что все рабочие секции насоса 301 гидравлически связаны с давлением Р_A в кольцевом пространстве. Например, полость 414 для пружины гидравлической камеры 410 может быть заполнена чистым маслом гидравлической системы, которое гидравлически связано с давлением Р_A в кольцевом пространстве. Полость 415 для давления гидравлической камеры 410, как будет описано ниже, может быть гидравлически связана либо с давлением Р_A в кольцевом пространстве, либо с внутритрубным давлением P_I. Перепад между внутритрубным давлением P_I и давлением Р_A в кольцевом пространстве используется для приведения насоса в действие. Аналогично полость 417 для загрузки секции 404 насоса может быть заполнена маслом гидравлической системы, которое гидравлически связано с давлением Р_A в кольцевом пространстве.

Обычно поршневой насос прямого вытеснения, как показано на фиг.4, имеет ход "загрузки" и ход "разгрузки". Во время хода загрузки увеличивается закачивающий объем, так что текучая среда всасывается в насос. Во время хода разгрузки закачивающий объем уменьшается, так что текучая среда вытесняется из насоса. Существуют различные компоновки линий движения потока и положений клапана, которые позволяют поршневому насосу прямого вытеснения перекачивать текучую среду из одного места в другое, используя непрерывно повторяющиеся ходы загрузки и разгрузки.

Насос 301, изображенный на фиг.4, имеет ход загрузки и ход разгрузки, которые совершаются при перемещении поршневого узла 408 в разных направлениях. Когда поршень совершает ход загрузки (т.е. движется вправо на фиг.4), объем полости 409 для закачки текучей среды насосной камеры 404 увеличивается, и текучая среда всасывается из линии 402 потока в полость 409 для закачки текучей среды насосной камеры 404. При установке трехходового клапана 309 таким образом, чтобы насосная камера 404 была в связи по текучей среде с линий 302 загрузки и зондом (например, 211 на фиг.3), пластовая текучая среда будет всасываться в насосную камеру 404 во время хода загрузки.

Следует отметить, что в данном варианте содержится трехходовой клапан 309, однако он не является необходимым. Например, соединением можно управлять с помощью запорного клапана и двухходового клапана или с помощью одного или более запорных клапанов. Кроме того, можно сконструировать насос 301, в котором линия загрузки и линия разгрузки не будут соединены. На фиг.4 линия загрузки и линия разгрузки по существу образуют часть одной и той же секции трубы, разделенную клапаном. В некоторых других вариантах линия разгрузки может быть отдельно присоединена к насосу 301. Специалистам будет понятно, что можно также предложить другие компоновки клапанов и линий загрузки и разгрузки, не выходя за рамки объема притязаний изобретения.

Поршневой узел 408 совершает ход разгрузки, когда он движется в направлении, противоположном направлению хода загрузки (т.е. влево на фиг.4). Когда поршневой узел 408 совершает ход разгрузки, объем отборной камеры 409 в насосной камере 404 уменьшается, и текучая среда вытесняется из насосной камеры 404 в линию 402 потока. При установке трехходового клапана 309 таким образом, чтобы линия 402 потока была изолирована от зонда (например, 211 на фиг.3) и находилась в связи по текучей среде с линией 303 разгрузки, текучая среда может вытесняться из насоса 301 в скважину или отборную камеру (например, 306а, 306b, 306с на фиг.3).

В варианте, показанном на фиг.4, камера 423 сильфона гидравлически связана с камерой 415 для давления гидравлической камеры 410. Камера 423 сильфона содержит сильфон 421, который разделяет камеру 423 сильфона на полость 425 для чистой текучей среды и полость 426 для бурового раствора. В данном контексте под "сильфоном" подразумевается гибкий расширяемый сосуд. Сильфон 421 позволяет гидравлической камере 410 устанавливать гидравлическую связь с давлением Р_A в кольцевом пространстве и с внутритрубным давлением P_I без образования связи по текучей среде между ними. Например, линия 431 давления в кольцевом пространстве гидравлически связывает камеру 423 сильфона с давлением Р_А в кольцевом пространстве, а линия 433 внутритрубного давления гидравлически связана с внутритрубным давлением P_I. Камера 423 сильфона может избирательно соединяться либо с давлением Р_А в кольцевом пространстве, либо с внутритрубным давлением P_I за счет действия клапана 432 изоляции давления в кольцевом пространстве и клапана 434 изоляции внутритрубного давления. Например, при открытом клапане 434 изоляции внутритрубного давления и закрытом клапане 434 изоляции давления в кольцевом пространстве камера 423 сильфона будет испытывать внутритрубное давление P_I, и сильфон 421 будет сжиматься.

Сильфон 421 используется для того, чтобы механизмы насоса работали, как будет описано ниже, под действием давления, прикладываемого чистым маслом гидравлической системы в полости 425 для чистой текучей среды. Давление, которое действует на сильфон 421, может передаваться второму поршню 411 через соединительный элемент 422, который приводит полость 425 для чистой текучей среды в связь по текучей среде с полостью 415 давления гидравлической камеры 410. Это защищает механизмы насоса (например, второй поршень 411 поршневого узла 408) от жесткого абразивного бурового раствора. Специалистам будет понятно, что сильфон 421 образует часть одного или более предпочтительных вариантов, в которых буровой раствор отделен от движущегося поршня, и что сильфон 421 не является необходимым для всех вариантов изобретения.

Ход загрузки насоса 301 предпочтительно приводится в действие пружиной 413, расположенной в полости 414 для пружины гидравлической камеры 410. Пружина 413 толкает второй поршень 411 поршневого узла 408 в направлении хода загрузки (т.е. вправо на фиг.4). Когда клапан 434 изоляции внутритрубного давления закрыт, а клапан 432 изоляции кольцевого пространства открыт, более низкое давление Р_A в кольцевом пространстве передается через сильфон 421 в гидравлическую камеру 410. В некоторых вариантах пружина 413 имеет жесткость, выбранную так, чтобы пружина 413 была способна смещать поршневой узел 408 против действия давления Р_A в кольцевом пространстве. Следовательно, в этих вариантах ход загрузки приводится в движение пружиной 413.

Для совершения насосом 301 хода разгрузки клапан 432 изоляции давления в кольцевом пространстве закрывается, а клапан 434 изоляции внутритрубного давления открывается. В этой конфигурации камера 423 сильфона испытывает внутритрубное давление P_I. Внутритрубное давление P_I вынуждает сильфон 421 сжиматься, и масло гидравлической системы в сильфоне 421 вытесняется в полость 415 давления гидравлической камеры 410. Благодаря гибкому сильфону 421 масло гидравлической системы находится под внутритрубным давлением P_I, и это давление противодействует второму поршню 411 поршневого узла 408. В некоторых вариантах пружина 413 имеет жесткость, выбранную так, чтобы внутритрубное давление P_I было достаточным для преодоления силы пружины 413 и ее сжатия. В этих вариантах внутритрубное давление P_I приводит в действие ход разгрузки.

Может быть целесообразным выбрать пружину 413 с соответствующей жесткостью. При выборе пружины 413 с требуемой жесткостью пружина 413 будет сжиматься, когда на нее действует внутритрубное давление P_I и разжиматься, когда на нее действует давление Р_A в кольцевом пространстве. Например, как показано на фиг.4, когда и полость 414 пружины, и полость 415 давления гидравлической камеры 410 находятся под действием давления Р_A в кольцевом пространстве, силы давления выравниваются, и пружина будет приводить поршневой узел 408 в ход загрузки, как было описано выше. Аналогично, когда полость 415 давления гидравлической камеры 410 находится под действием внутритрубного давления P_I, правильно выбранная пружина позволит этому повышенному давлению сжимать пружину 413 и приводить поршневой узел 408 в ход разгрузки.

Следует отметить, что специалисты смогут предусмотреть другие варианты изобретения, не выходя за рамки объема изобретения. Например, можно предусмотреть вариант, в котором пружина 413 располагается в полости 415 давления, и давление в кольцевом пространстве и внутритрубное давление можно избирательно прикладывать к полости 414 пружины гидравлической камеры 410. Важно, чтобы функции каждой секции можно было изменить на обратные. В таком варианте пружина будет приводить в действие ход разгрузки, а внутритрубное давление P_I будет приводить в действие ход загрузки. Следует отметить, что названия полостей и камер не следует рассматривать как ограничительные. На фиг.4 использованы названия, являющиеся описательными для функции элементов данного варианта.

Следует отметить, что в некоторых вариантах предпочтительно в любое время сохранить по меньшей мере один из клапанов 432, 434 изоляции давления закрытым. Следовательно, один клапан должен полностью закрыться до того, как откроется другой клапан. Это делается потому, что в некоторых вариантах, где одновременно открыты клапан 432 изоляции давления в кольцевом пространстве и клапан 434 изоляции внутритрубного давления, буровой раствор в бурильной колонне может проходить прямо в кольцевое пространство. Когда это происходит, исчезает перепад давлений, который приводит в действие насос 301. Кроме того, поток абразивного бурового раствора может "намывать" изолирующие клапаны 432, 434, так что они не смогут полностью закрываться. Буровой раствор сможет при этом проходить через изолирующие клапаны 432, 434, и бурение будет невозможно. Бурильную колонну надо будет поднять для замены клапана, прежде чем можно будет продолжить бурение.

Как показано на фиг.4, первый поршень 406 поршневого узла 408 и второй поршень 411 поршневого узла 408 могут иметь различные эффективные площади поверхности. Отношение площадей поверхности двух поршней 404, 411 можно выбирать в зависимости от применения насоса, чтобы создать механическое преимущество для насоса 301. Например, как показано на фиг.4, площадь поверхности второго поршня 411 больше, чем площадь поверхности первого поршня 406 поршневого узла 408. Даже когда на оба поршня 406, 411 поршневого узла 408 действует одинаковое давление, сила, действующая на второй поршень 411, будет больше, потому что его эффективная площадь поверхности больше. Под "эффективной площадью поверхности" подразумевается та часть поршня, к которой прикладывается давление текучей среды. Кроме того, различные формы поверхности поршня могут приводить к тому, что его эффективная площадь поверхности будет меньше, чем действительная площадь поверхности.

Общей проблемой операций отбора проб является то, что буровой раствор в скважине часто просачивается в пласт. Из-за такого "проникновения" фильтрата бурового раствора первая текучая среда, всасываемая из пласта, обычно является фильтратом бурового раствора, который просочился в пласт. Для корректировки этого факта текучую среду всасывают из пласта и закачивают в скважину до тех пор, пока проба не "очистится", то есть пока всасываемая текучая среда не станет природной пластовой текучей средой вместо фильтрата бурового раствора. Использование различных датчиков для контролирования, как изменяются определенные свойства во время закачки, позволяет определить, когда текучая среда очистится. После того, как было определено, что текучая среда очистилась, можно взять пробу, изменив установки клапана и направив поток текучей среды в отборную камеру (например, отборную камеру 306а на фиг.3).

Вариант насоса 301, показанный на фиг.4, содержит модуль 416 датчиков, расположенный в непосредственной близости от первой секции насосной камеры 404. Модуль 416 датчиков используется для измерения определенных свойств текучей среды, которая всасывается в насосную камеру 404 во время хода загрузки. Например, модуль датчиков может содержать датчик 416а давления, который измеряет давление пластовой текучей среды. Другие датчики могут быть датчиками идентификации или контроля текучей среды, которые могут различать между фильтратом бурового раствора и нефтью и газом в пласте. Датчик контроля текучей среды позволяет определять, когда закачиваемая текучая среда очистится. Этот датчик может быть детектором сульфида водорода, оптическим датчиком или любым другим датчиком, известным специалистам. Датчики, входящие в состав насоса, не ограничивают изобретение и могут быть расположены в различных местах инструмента для оценки пласта в процессе бурения, изображенного на фиг.2, например, рядом с насосом, как показано на фиг.4, рядом с зондом, как показано на фиг.2, или в других местах.

В некоторых вариантах система для оценки пласта в процессе бурения содержит датчики, которые позволяют системе определять свойства текучей среды без необходимости отбора пробы. Например, насос может содержать датчик плотности, датчик удельного сопротивления или оптический датчик, который позволяет определять определенные свойства текучей среды. Датчики, входящие в состав насоса, не являются ограничительным признаком изобретения.

Другая проблема, которая может встретиться при отборе проб, состоит в том, что давление пластовой текучей среды может падать ниже ее "точки образования пузырьков". "Точка образования пузырьков" - это давление, ниже которого газы, растворенные в пластовой текучей среде, будут выходить из раствора, и в текучей среде будут образовываться пузырьки. Падение давления пластовой текучей среды ниже ее точки образования пузырьков может привести к возникновению ряда проблем. Во-первых, наличие газа в текучей среде снизит производительность насоса. В крайних случаях будет невозможно закачивать текучую среду и брать пробы. Другая потенциальная проблема заключается в том, что после образования пузырьков в пробе текучей среды этот дополнительный газ в про