Скважинный инструмент для опробования пласта

Скважинный инструмент для опробования пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Предпосылки создания изобретения

Скважины, как правило, бурят в земле для извлечения природных залежей нефти и газа, а также других желательных материалов, заключенных в геологических пластах земной коры. Скважину бурят в земле и направляют к заданному геологическому положению от буровой установки на поверхности Земли.

После того как представляющий интерес пласт будет достигнут, бурильщики часто исследуют пласт и его содержимое посредством использования скважинных инструментов (приборов) для оценки параметров продуктивного пласта. Некоторые типы скважинных инструментов для оценки параметров продуктивного пласта образуют часть бурильной колонны и используются во время процесса бурения. Их называют, например, скважинными инструментами (приборами) для "каротажа в процессе бурения (КПБ)" или скважинными инструментами (приборами) для "измерений в процессе бурения (ИПБ)". Другие скважинные инструменты для оценки параметров продуктивного пласта используются через некоторое время после того, как скважина будет пробурена. Как правило, эти скважинные инструменты спускают в скважину, используя кабель для электронных средств связи и передачи энергии. Эти инструменты называют скважинными инструментами, спускаемыми на кабеле.

Один тип скважинного инструмента, спускаемого на кабеле, называют "инструментом для опробования пласта (опробователем пласта)". Термин "инструмент для опробования пласта" используется для описания такого скважинного инструмента для оценки параметров продуктивного пласта, который способен всасывать текучую среду из пласта в скважинный инструмент. На практике инструмент (прибор) для опробования пласта может выполнять многие функции оценки параметров пласта, например обладать способностью выполнять измерения (то есть измерения давления и температуры текучих сред), обрабатывать данные и хранить пробы пластовой текучей среды. Таким образом, в данном описании термин "инструмент для опробования пласта" охватывает скважинный инструмент, который всасывает текучую среду из пласта в скважинный инструмент (прибор) для оценки, независимо от того, хранит ли инструмент пробы или нет. Примеры инструментов для опробования пласта показаны и описаны в патентах США №4860581 и 4936139, которые оба переуступлены правопреемнику по настоящему изобретению.

Во время операций по опробованию пласта скважинная текучая среда, как правило, всасывается в скважинный инструмент и подвергается измерениям, анализу, улавливается и/или выпускается. В тех случаях, когда текучая среда (обычно пластовая текучая среда) улавливается, что иногда называют "отбором проб текучих сред", она, как правило, всасывается в отборную камеру и транспортируется к поверхности для дальнейшего анализа (часто в лаборатории).

Когда текучая среда всасывается в инструмент, как правило, выполняют различные измерения параметров скважинных текучих сред для определения свойств пласта и пластовых условий, таких как давление текучих сред в пласте, проницаемость пласта и точка начала кипения пластовой текучей среды. Проницаемость относится к фильтрационному потенциалу пласта. Высокая проницаемость соответствует низкому сопротивлению движению текучих сред. Точка начала кипения относится к давлению текучих сред, при котором растворенные газы будут выходить в виде пузырьков из пластовой текучей среды. Эти и другие свойства могут иметь важное значение при принятии решений относительно скважин.

Другой скважинный инструмент, как правило, спускаемый в ствол скважины посредством кабеля, называется "колонковым буровым инструментом (инструментом для бурения с отбором керна)". В отличие от инструментов для опробования пласта, которые используются главным образом для отбора проб текучих сред, инструмент для бурения с отбором керна используется для получения образца породы пласта.

Типовой инструмент для бурения с отбором керна включает колонковое долото, называемое "колонковым буром", который подают вперед в стенку пласта, так что образец, называемый "образцом керна (колонкой породы)", может быть извлечен из пласта. Затем образец керна может быть перемещен к поверхности, где он может быть проанализирован для оценки, среди прочего, "вместимости" пласта (называемой пористостью) и проницаемости материала, который образует пласт, химического и минерального состава текучих сред и минеральных отложений, содержащихся в порах пласта, и/или содержания остаточной воды в материале пласта. Информация, полученная из анализа образца керна, также может быть использована для принятия решений в отношении скважин.

Скважинные операции по отбору керна, как правило, делятся на две категории: аксиальное бурение с отбором керна и бурение с боковым отбором керна. "Аксиальное бурение с отбором керна", или обычное колонковое бурение, предусматривает приложение осевой силы для подачи колонкового долота в забой скважины. Как правило, это делают после того, как бурильная колонна будет удалена или "поднята" из ствола скважины, и колонковое долото для вращательного бурения с полостью для приема образца керна спускают в скважину на конце бурильной колонны. Пример инструмента для аксиального бурения с отбором керна показан в патенте США №6006844, переуступленном Baker Hughes.

Напротив, при "бурении с боковым отбором керна" колонковое долото выдвигают в радиальном направлении из скважинного инструмента и подают вперед через боковую стенку пробуренного ствола скважины. При бурении с боковым отбором керна бурильную колонну, как правило, невозможно использовать для вращения колонкового долота, и она также не может обеспечить наличия нагрузки, необходимой для подачи долота в пласт. Вместо этого сам инструмент для бурения с отбором керна должен создавать как крутящий момент, который вызывает вращательное движение колонкового долота, так и осевую силу, называемую "нагрузкой на буровое долото", необходимую для подачи бурового долота с усилием в пласт. Другая проблема, связанная с бурением с боковым отбором керна, относится к размерным ограничениям ствола скважины. Доступное пространство ограничено диаметром ствола скважины. Должно быть достаточно места для размещения устройств, предназначенных для приведения в действие колонкового долота, и достаточно места для извлечения и хранения образца керна. Типовой образец керна при боковом отборе керна имеет диаметр, составляющий приблизительно 1,5 дюйма (~3,8 см), и длину менее 3 дюймов (~7,6 см), хотя размеры могут изменяться при изменении размера ствола скважины. Примеры инструментов для бурения с боковым отбором керна показаны и описаны в патентах США №4714119 и 5667025 того же заявителя.

Подобно скважинным инструментам для опробования пласта инструменты для бурения с отбором керна, как правило, спускают в ствол скважины на кабеле после завершения бурения для анализа скважинных условий. Дополнительные операции по вводу в действие спускаемого на кабеле скважинного инструмента для опробования пласта, а также по последующему вводу в действие спускаемого на кабеле инструмента для бурения с отбором керна вызывают дополнительную задержку работ в стволе скважины. Желательно, чтобы операции по опробованию пласта с использованием кабеля и по бурению с отбором керна с использованием кабеля были объединены в одном инструменте, спускаемом в скважину на кабеле. Однако потребности в энергии обычных инструментов для бурения с отбором керна были несовместимы с допустимой мощностью существующих спускаемых на кабеле опробователей пласта. Типовой инструмент для бурения с боковым отбором керна потребляет мощность приблизительно 2,5-4 кВт. Напротив, обычные инструменты для опробования пласта, как правило, выполнены с возможностью выработки мощности, составляющей только приблизительно 1 кВт. Электронные и силовые разъемы (соединения) в скважинном инструменте (приборе) для опробования пласта, как правило, не предназначены для передачи мощности для обеспечения работы спускаемого на кабеле инструмента для бурения с боковым отбором керна.

Следует отметить, что в патенте США №6157893, переуступленном Baker Hughes, показан буровой инструмент с инструментом для бурения с отбором керна и зондом. В отличие от операций с применением кабеля буровые инструменты имеют дополнительные возможности генерации и передачи энергии, создаваемые за счет потока бурового раствора через бурильную колонну. Дополнительная энергия, обеспечиваемая буровым инструментом, в настоящее время "недоступна" для операций с применением кабеля. Таким образом, существует потребность в спускаемом в скважину на кабеле узле, обладающем способностью как отбирать пробы текучих сред, так и осуществлять бурение с отбором керна.

Кроме того, желательно, чтобы любой скважинный инструмент с комбинированными способностями выполнения бурения с отбором керна и опробования пласта обладал одним или несколькими из следующих признаков: улучшенной работой по опробованию и/или отбору проб, уменьшенным размером инструмента, способностью выполнять бурение с отбором керна и опробование пласта в одном месте в стволе скважины и/или посредством одного и того же инструмента и/или способностью удобным образом и эффективно комбинировать отдельные инструменты для бурения с отбором керна и для отбора проб в одном и том же компоненте и/или скважинном инструменте.

Сущность изобретения

В одном или нескольких вариантах осуществления изобретение относится к спускаемому на кабеле узлу, который включает инструмент для бурения с отбором керна, предназначенный для взятия образцов керна из пласта, и инструмент для опробования пласта, предназначенный для взятия проб текучих сред из пласта, причем инструмент для опробования пласта соединен в рабочем положении с инструментом для бурения с отбором керна.

В одном или нескольких вариантах осуществления изобретение относится к способу оценки параметров продуктивного пласта, который включает спуск спускаемого на кабеле узла в ствол скважины, приведение в действие инструмента для опробования пласта, присоединенного в узле, спускаемом в скважину на кабеле, для получения пробы текучей среды из пласта, и приведение в действие инструмента для бурения с отбором керна, присоединенного в узле, спускаемом в скважину на кабеле, для получения образца керна.

В одном или нескольких вариантах осуществления изобретение относится к скважинному инструменту, содержащему корпус инструмента, имеющий отверстие, колонковое долото, расположенное вблизи отверстия в корпусе инструмента и избирательно выдвигаемое через него, и отводную линию, расположенную вблизи колонкового долота, и уплотняющую поверхность, расположенную вблизи дистального конца отводной линии.

В одном или нескольких вариантах осуществления изобретение относится к способу взятия скважинных проб (образцов), который включает получение образца керна посредством использования колонкового долота, расположенного на блоке для отбора проб и образцов в скважинном инструменте, поворот блока для отбора проб и образцов, установление сообщения по текучей среде между отводной линией в блоке для отбора проб и образцов и пластом и извлечение пластовой текучей среды из пласта по отводной линии.

В одном или нескольких вариантах осуществления изобретение относится к способу взятия скважинных проб (образцов), который включает установление сообщения по текучей среде между отводной линией в скважинном инструменте и пластом посредством выдвигания пакерного уплотнения для контактирования с пластом, получение образца керна посредством использования колонкового долота, выполненного с конфигурацией, позволяющей выдвигать его в уплотняемую зону пакерного уплотнения, выталкивание керна из колонкового долота в отборную камеру и извлечение пластовой текучей среды из пласта по отводной линии.

В одном или нескольких вариантах осуществления изобретение относится к монтажному соединению, предназначенному для соединения инструментальных модулей, которое включает верхний модуль, имеющий нижний соединитель монтажного соединения на нижнем конце верхнего модуля, и нижний модуль, имеющий верхний соединитель монтажного соединения на верхнем конце нижнего модуля. Верхний модуль может содержать цилиндрический корпус, предназначенный для приема нижнего модуля, первую отводную линию, переходник с охватывающими гнездами, имеющий, по меньшей мере, одно охватывающее гнездо. Нижний модуль может содержать вторую отводную линию, переходник с охватываемыми штырями и один или несколько охватываемых штырей, расположенных в указанном переходнике так, что, по меньшей мере, часть одного или нескольких охватываемых штырей выступает вверх от указанного переходника.

В одном или нескольких вариантах осуществления изобретение относится к способу соединения двух модулей скважинного узла, который включает вставку нижнего модуля в цилиндрический корпус верхнего модуля, вставку охватываемых штырей в переходнике с охватываемыми штырями в нижнем модуле в отверстия охватывающих гнезд в переходнике с охватывающими гнездами в верхнем модуле, опускание переходника с охватываемыми штырями вместе с переходником с охватывающими гнездами и вставку охватываемого соединителя отводной линии в верхнем модуле в охватывающий соединитель отводной линии нижнего модуля.

Другие аспекты и преимущества изобретения станут очевидными из нижеприведенного описания и приложенной формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 показывает схематический вид спускаемого в скважину на кабеле узла, содержащего инструмент для опробования пласта и инструмент для бурения с отбором керна.

Фиг.2А представляет собой схематический вид инструмента для бурения с отбором керна по предшествующему уровню техники.

Фиг.2В показывает схематический вид инструмента для бурения с отбором керна в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.3 показывает график, показывающий зависимость кпд двигателя для бурения с отбором керна от выходной мощности для двух различных скоростей потока рабочей жидкости в двигатель для бурения с отбором керна.

Фиг.4 показывает график зависимости крутящего момента, необходимого для колонкового долота, от частоты вращения и механической скорости бурения.

Фиг.5 показывает схематический вид системы регулирования нагрузки на долото в соответствии с вариантом осуществления изобретения.

Фиг.6 показывает график, иллюстрирующий выигрыш в силе для колонкового долота в зависимости от положения долота для типового колонкового долота.

Фиг.7А показывает сечение монтажного соединения перед сборкой в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.7В показывает сечение монтажного соединения после сборки в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.7С показывает увеличенную часть сечения монтажного соединения после сборки в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.8А показывает сечение части скважинного инструмента в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.8В показывает сечение части скважинного инструмента в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.8С показывает сечение части скважинного инструмента в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.9 показывает сечение части скважинного инструмента в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

Фиг.10 показывает один вариант осуществления способа в соответствии с изобретением.

Фиг.11 показывает один вариант осуществления способа в соответствии с изобретением.

Фиг.12 показывает один вариант осуществления способа в соответствии с изобретением.

Подробное описание

Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения относятся к спускаемому в скважину на кабеле узлу, содержащему маломощный инструмент для бурения с отбором керна, который может быть присоединен к инструменту для опробования пласта. Другие варианты осуществления изобретения относятся к монтажному соединению, которое может быть использовано для присоединения инструмента для бурения с отбором керна к инструменту для опробования пласта. Некоторые варианты осуществления изобретения относятся к скважинному инструменту, который включает комбинированный узел для опробования пласта и бурения с отбором керна.

Фиг.1 показывает схематический вид устройства 101, спускаемого в ствол 105 скважины от буровой установки 100 в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения. Спускаемое в скважину на кабеле устройство 101 включает инструмент 102 для опробования пласта и инструмент 103 для бурения с отбором керна. Инструмент 102 для опробования пласта соединен в рабочем положении с инструментом 103 для отбора керна посредством монтажного соединения 104.

Инструмент 102 для опробования пласта включает зонд 111, который может быть выдвинут из инструмента 102 для опробования пласта для обеспечения его сообщения по текучей среде с пластом F. Опорные поршни 112 могут быть включены в устройство 101 для способствования выталкиванию зонда 111 для ввода его в контакт с боковой стенкой ствола скважины и для стабилизации инструмента 102 в стволе скважины. Инструмент 102 для опробования пласта, показанный на фиг.1, также включает насос 114 для нагнетания пробы текучей среды через инструмент, а также отборные камеры 113 для хранения проб текучей среды. Также могут быть включены другие компоненты, такие как силовой модуль, гидравлический модуль, модуль анализа текучей среды и другие устройства.

Инструмент 103 для бурения с отбором керна включает узел 125 для бурения с отбором керна, выполненный с колонковым долотом 121, зоной 124 хранения, предназначенной для хранения образцов керна, и взаимодействующими механизмами 123 управления (например, механизмами, показанными на фиг.5). В некоторых вариантах осуществления, как будет описано ниже со ссылкой на фиг.2В, инструмент 103 для бурения с отбором керна потребляет менее приблизительно 2 кВт мощности. В некоторых особых вариантах осуществления инструмент 103 для бурения с отбором керна может потреблять менее приблизительно 1,5 кВт и, по меньшей мере, в одном варианте осуществления инструмент 103 для бурения с отбором керна потребляет менее 1 кВт. Это делает желательным объединение инструмента 103 для бурения с отбором керна с инструментом 102 для опробования пласта. Упорный рычаг 122 используется для придания устойчивости устройству 101 в стволе скважины (непоказанном), когда колонковое долото 121 работает.

Устройство по фиг.1 показано как имеющее множество модулей, соединенных вместе в рабочем положении. Однако устройство также может частично или полностью представлять собой единое целое. Например, как показано на фиг.1, инструмент 102 для опробования пласта может составлять единое целое, при этом инструмент для бурения с отбором керна будет размещен в отдельном модуле, присоединенном в рабочем положении посредством монтажного соединения 104. Альтернативно, инструмент для бурения с отбором керна может быть встроен как единое целое в общий корпус устройства 101.

Скважинные инструменты часто включают несколько модулей (то есть секций инструмента, которые выполняют разные функции). Кроме того, более одного скважинного инструмента или компонента может быть объединено на одном и том же кабеле для выполнения множества задач в скважине при одном и том же ходе кабеля. Модули, как правило, соединены "монтажными соединениями", такими как монтажное соединение 104, показанное на фиг.1. Например, один модуль инструмента для опробования пласта, как правило, имеет соединитель одного типа на его верхнем конце и соединитель второго типа на его нижнем конце. Верхний и нижний соединители выполнены с возможностью сопряжения друг с другом в рабочем положении. За счет использования модулей и инструментов с одинаковыми конструкциями соединителей все модули и инструменты могут быть соединены впритык для образования узла, спускаемого в скважину на кабеля. Монтажное соединение может обеспечить электрическое соединение, гидравлическое соединение и соединение отводных линий в зависимости от требований, предъявляемых инструментами на кабеле. Электрическое соединение, как правило, создает возможность как подачи энергии, так и обеспечения связи.

На практике инструмент, спускаемый в скважину на кабеле, как правило, включает ряд различных компонентов, при этом некоторые из данных компонентов могут состоять из двух или более модулей (например, в инструмент для опробования пласта могут быть включены модуль отбора проб и модуль откачивания). В данном описании термин "модуль" используется для описания любого из отдельных инструментов или отдельных модулей инструментов, которые могут быть соединены в узле, спускаемом в скважину на кабеле. Термин "модуль" описывает любую часть узла, спускаемого в скважину на кабеле, независимо от того, является ли модуль частью инструмента большего размера или самим отдельным инструментом. Также следует отметить, что термин "инструмент, спускаемый в скважину на кабеле", иногда используется в данной области техники для описания всего узла, спускаемого в скважину на кабеле, включая все отдельные инструменты, которые составляют узел. В данном описании термин "узел, спускаемый в скважину на кабеле", используется для того, чтобы предотвратить любое смешение (любую "путаницу") с отдельными инструментами, которые образуют узел, спускаемый в скважину на кабеле (например, инструмент для бурения с отбором керна, инструмент для опробования пласта и ЯМР-прибор могут быть включены в один узел, спускаемый в скважину на кабеле).

Фиг.2 представляет схематический вид спускаемого в скважину на кабеле инструмента 210 для бурения с отбором керна по предшествующему уровню техники. Инструмент 210 включает узел 204 для бурения с отбором керна с гидравлическим двигателем 202 для бурения с отбором керна, который приводит в действие колонковое долото 201. Колонковое долото 201 используется для извлечения образца керна (непоказанного) из пласта.

Для подачи колонкового долота 201 в пласт оно должно быть вдавлено в пласт в процессе его приведения во вращение. Таким образом, инструмент 210 для бурения с отбором керна обеспечивает приложение нагрузки на долото, то есть силы, которая вдавливает колонковое долото 201 в пласт, и крутящего момента к колонковому долоту 201. Инструмент 210 для бурения с отбором керна, показанный на фиг.2А, включает механизмы для приложения как силы, так и крутящего момента. Примеры устройства для бурения с отбором керна с механизмами для приложения нагрузки на долото и крутящего момента раскрыты в патенте США №6371221 того же заявителя.

Нагрузка на долото в инструменте 210 для бурения с отбором керна по предшествующему уровню техники создается электродвигателем 212 переменного тока и узлом 211 управления, который включает гидравлический насос 213, клапан-регулятор 214 потока с обратной связью и кинематический поршень 215. Электродвигатель 212 переменного тока подает энергию к гидравлическому насосу 213. Поток рабочей жидкости из гидравлического насоса 213 регулируется клапаном-регулятором 214 потока с обратной связью, и давление рабочей жидкости обеспечивает приведение в действие кинематического поршня 215 для приложения нагрузки на долото к колонковому долоту 201.

Крутящий момент подается другим электродвигателем 216 переменного тока и шестеренчатым насосом 217. Второй электродвигатель 216 переменного тока приводит в действие шестеренчатый насос 217, который подает установившийся поток рабочей жидкости в гидравлический двигатель 202 для бурения с отбором керна. Гидравлический двигатель 202 для бурения с отбором керна, в свою очередь, обеспечивает приложение крутящего момента к колонковому долоту 201, который заставляет колонковое долото 201 вращаться. Как правило, шестеренчатый насос 217 нагнетает приблизительно 4,5 галлона в минуту (~17 литров в минуту) рабочей жидкости под давлением приблизительно 500 фунтов на кв. дюйм (~3,44 МПа). Это создает крутящий момент, составляющий приблизительно 135 дюйм-унция (~0,953 Нм) при потреблении от 2,5 до 4,0 кВт в зависимости от кпд системы. Типовая эксплуатационная скорость (частота вращения) колонкового долота 201 составляет приблизительно 3000 об/мин.

Как показано на фиг.2 В, в инструменте 220 для бурения с отбором керна в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения используются два бесщеточных электродвигателя 222, 226 постоянного тока вместо электродвигателей переменного тока по фиг.2А. Бесщеточные электродвигатели 222, 226 постоянного тока выполнены с возможностью более эффективной работы по сравнению с электродвигателями переменного тока, что создает возможность работы инструмента 220 при меньшем потреблении энергии (с меньшей мощностью). Инструмент 220 для бурения с отбором керна по фиг.2В может быть использован, например, в инструменте 103 для бурения с отбором керна по фиг.1. В то время как способность работы инструмента для бурения с отбором керна с меньшей мощностью делает его полезным при применениях с использованием спуска на кабеле (вместе с сопутствующим опробователем пласта или без него), он также может быть пригодным в других скважинных инструментах.

Первый бесщеточный электродвигатель 222 постоянного тока соединен в рабочем положении с узлом 221 управления, включающим гидравлический насос 223, клапан 224 и кинематический поршень 225. Электродвигатель 222 постоянного тока приводит в действие гидравлический насос 223, и рабочая жидкость нагнетается через клапан 224. Клапан 224 предпочтительно представляет собой электромагнитный клапан с широтно-импульсной модуляцией. Управление клапаном может осуществляться так, чтобы обеспечить регулирование нагрузки на долото. Как будет описано ниже со ссылкой на фиг.6А и 6В, управление электромагнитным клапаном может осуществляться так, что кинематический поршень 225 будет прикладывать постоянную нагрузку на долото, или так, что нагрузка на долото будет изменяться для поддержания постоянного крутящего момента на колонковом долоте 201.

Второй бесщеточный электродвигатель 226 постоянного тока приводит в действие шестеренчатый насос 227 высокого давления, который подает рабочую жидкость в гидравлический двигатель 202 для бурения с отбором керна. В некоторых вариантах осуществления шестеренчатый насос 227 высокого давления используется для подачи рабочей жидкости под более высоким давлением и с меньшей скоростью потока, чем в инструментах для бурения с отбором керна по предшествующему уровню техники. Данная система обеспечивает то, что названо здесь "маломощным". Например, инструмент 220 для бурения с отбором керна, показанный на фиг.2В, может обеспечить нагнетание рабочей жидкости со скоростью приблизительно 2,5 галлона в минуту (~9,46 л/мин) под давлением приблизительно 535 фунтов на кв. дюйм (~3,7 МПа). Уменьшенная скорость потока рабочей жидкости к гидравлическому двигателю 202 для бурения с отбором керна обеспечит приведение колонкового долота 201 в действие с меньшей скоростью. Например, скорость потока, составляющая 2,5 галлона в минуту при 535 фунтах на кв. дюйм (~9,46 л/мин и ~3,7 МПа), может обеспечить частоту вращения колонкового долота, составляющую приблизительно 1600 об/мин.

Такая конфигурация может создать возможность потребления инструментом 220 для бурения с отбором керна менее 2 кВт мощности. В некоторых вариантах осуществления инструмент 220 для бурения с отбором керна может потреблять менее 1 кВт мощности.

Фиг.3 показывает график 300 зависимости кпд двигателя для бурения с отбором керна (ось Y, в %) от выходной мощности (ось Х, в Вт) для двух инструментов для бурения с отбором керна. На этом графике можно сравнить зависимость кпд от мощности для инструмента 210 для бурения с отбором керна по фиг.2А и инструмента 220 для бурения с отбором керна по фиг.2В в пределах рабочего диапазона мощности до приблизительно 300 Вт.

Первая кривая 301 показывает кпд двигателя 202 для бурения с отбором керна по фиг.2А при скорости потока 4,5 галлона в минуту (~17,03 л/мин). При 300 Вт, типовой максимальной выходной мощности для инструмента для бурения с отбором керна, кпд достигает своего максимума 303, составляющего приблизительно 30%. Вторая кривая 302 показывает кпд двигателя 202 для бурения с отбором керна по фиг.2В при скорости потока 2,5 галлона в минуту (~9,46 л/мин). Вторая кривая 302 показывает максимальный кпд 304, составляющий свыше 50% при выходной мощности 300 Вт. Таким образом, посредством снижения скорости потока от 4,5 галлона в минуту (~17,03 л/мин) до 2,5 галлона в минуту (~9,46 л/мин) кпд двигателя для бурения с отбором керна может быть повышен до значений свыше 50%. При выходной мощности 300 Вт двигатель для бурения с отбором керна с 50%-ным кпд потребует входной мощности, составляющей менее 1 кВт. Это уменьшение требуемой мощности создает возможность использования инструмента для бурения с отбором керна совместно с инструментом для опробования пласта.

Фиг.4 показывает трехмерный график 400 зависимости требуемого крутящего момента от частоты вращения в об/мин и механической скорости проходки для типового пласта. Типовой инструмент для бурения с отбором керна выбуривает образец керна приблизительно за 2-4 минуты. В этом интервале не происходит значительных изменений требуемого крутящего момента по отношению к частоте вращения бурового долота. Например, в точке 402 для 3000 об/мин и 2 мин/керн для инструмента для бурения с отбором керна требуется крутящий момент, немного превышающий 100 дюйм-унция (~0,706 Нм). В точке 404 для 1500 об/мин и 2 мин/керн буровое долото также требует крутящего момента, немного превышающего 100 дюйм-унция (~0,706 Нм). Таким образом, инструмент для бурения с отбором керна в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения выполнен с возможностью бурения и получения образца керна за то же время, что и инструменты для бурения с отбором керна по предшествующему уровню техники, но при потреблении меньшей мощности.

Типовые инструменты (приборы) для опробования пласта, как правило, не способны передавать мощность, необходимую для инструментов для бурения с отбором керна по предшествующему уровню техники. Маломощный инструмент для бурения с отбором керна по фиг.2В может потреблять мощность, составляющую менее приблизительно 1 кВт. При данной уменьшенной потребляемой мощности один или несколько вариантов осуществления маломощного инструмента для бурения с отбором керна могут быть объединены с инструментом для опробования пласта, так что как пробы текучей среды, так и образцы керна могут быть получены во время одного и того же хода кабеля. Дополнительное преимущество состоит в том, что проба текучей среды и образец керна могут быть получены из одного и того же места в стволе скважины, что создает возможность анализа как породы пласта, так и текучей среды, который он содержит. Инструменты для бурения с отбором керна и для опробования могут быть установлены в заданном положении так, чтобы обеспечить выполнение испытаний и/или взятие образцов и проб из одного и того же места или мест, расположенных определенным образом относительно друг друга. Тем не менее, для обычного специалиста в данной области техники будет очевидно, что одно или несколько из преимуществ настоящего изобретения могут быть реализованы даже без использования маломощного инструмента для бурения с отбором керна.

На фиг.5 показан узел 500 управления, предназначенный для регулирования нагрузки на долото на колонковом долоте. Узел управления может быть использован, например, в качестве узла управления для инструмента для бурения с отбором керна по фиг.2В. Узел 500 управления включает гидравлический насос 503, который нагнетает рабочую жидкость по гидравлической линии 506 к кинематическому поршню 507. Гидравлический насос 503 втягивает рабочую жидкость из резервуара 505 и нагнетает рабочую жидкость к кинематическому поршню 507 по напорной линии 506. Кинематический поршень 507 преобразует гидравлическое давление в силу, которая воздействует на двигатель 502 для бурения с отбором керна для создания нагрузки на долото. Клапан 504 в сливной гидролинии 509 создает возможность отвода рабочей жидкости из напорной линии 506 регулируемым образом, так что гидравлическое давление в напорной линии 506 и в конечном счете на кинематическом поршне 507 точно регулируется.

Клапан 504 может представлять собой электромагнитный клапан с широтно-импульсной модуляцией. Клапан 504 соединен в рабочем положении с регулятором 508 с широтно-импульсной модуляцией. Регулятор 508 с широтно-импульсной модуляцией управляет клапаном на основе входных сигналов от датчиков 521, 531. Предпочтительно электромагнитный клапан 504 с широтно-импульсной модуляцией переключается между открытым положением и закрытым положением с высокой частотой. Например, клапан 504 может приводиться в действие с частотой от приблизительно 12 до 25 Гц. Та часть времени, в течение которой клапан 504 открыт, определяет количество рабочей жидкости, которая проходит через клапан 504. Чем больше скорость потока через клапан 504, тем меньше давление в напорной линии 506 и тем меньше нагрузка на долото, прикладываемая со стороны кинематического поршня 507. Чем меньше скорость потока через клапан 504, тем больше давление в напорной линии 506 и тем больше нагрузка на долото, прикладываемая со стороны кинематического поршня 507.

Регулятор 508 с широтно-импульсной модуляцией может быть соединен в рабочем положении с одним или несколькими датчиками 521, 531. Предпочтительно регулятор 508 с широтно-импульсной модуляцией соединен, по меньшей мере, с датчиком 521 давления и с датчиком 531 крутящего момента. Датчик 521 давления соединен с напорной линией 506, так что он реагирует на гидравлическое давление в напорной линии 506, и датчик 531 крутящего момента соединен с двигателем 502 для бурения с отбором керна, так что он реагирует на крутящий момент на выходе двигателя 502 для бурения с отбором керна.

Управление клапаном 504 может осуществляться так, чтобы поддерживать эксплуатационную характеристику на заданном уровне. Например, управление клапаном 504 может осуществляться так, чтобы поддерживать по существу постоянную нагрузку на долото. Управление клапаном 504 также может осуществляться так, чтобы поддерживать по существу постоянный крутящий момент на выходе двигателя 502 для бурения с отбором керна.

Когда управление клапаном 504 осуществляется для поддержания постоянной нагрузки на долото, регулятор 508 с широтно-импульсной модуляцией будет управлять клапаном 504 на основе входного сигнала от датчика 521 давления. Когда нагрузка на долото становится слишком большой, регулятор 508 может обеспечить пребывание клапана 504 в открытом положении в течение большей части времени. В этом случае рабочая жидкость в напорной линии 506 может течь через клапан 504 с большей скоростью потока, что приведет к уменьшению давления, действующего на кинематический поршень 507, в результате чего уменьшится нагрузка на долото.

Напротив, когда нагрузка на долото упадет до значений ниже заданного давления, регулятор 508 может обеспечить пребывание клапана 504 в закрытом положении в течение большей части времени. Рабочая жидкость в напорной линии 506 протекает через клапан 504 с меньшей скоростью потока, что приведет к увеличению давления, действующего на кинематический поршень 507, в результате чего увеличится нагрузка на долото.

При регулировании системы на основе крутящего момента датчик 531 крутящего момента измеряет крутящий момент, который приложен к двигателю для бурения с отбором керна. При заданной частоте вращения крутящий момент, приложенный со стороны двигателя 502 для бурения с отбором керна, будет зависеть от свойств пласта и нагрузки на долото. Регулятор 508 управляет клапаном 504 так, что крутящий момент на выходе двигателя 502 для бурения с отбором керна остается почти на постоянном уровне. Заданный выходной крутящий момент может варьироваться в зависимости от инструмента и применения. В некоторых вариантах осуществления заданный выходной крутящий момент составляет от 100 дюйм-унция (~0,706 Нм) до 400 дюйм-унция (~2,82 Нм). В некоторых вариантах осуществления заданный выходной крутящий момент составляет приблизит