Система и способ для оценивания параметров пласта

Система и способ для оценивания параметров пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Настоящее изобретение относится к способам для выполнения оценки параметров подземного пласта скважинным инструментом, позиционируемым в стволе скважины, проходящем сквозь подземный пласт. Точнее, настоящее изобретение относится к способам для уменьшения загрязнения пластовых флюидов, извлекаемых в скважинный инструмент и/или оцениваемых скважинным инструментом.

Скважины бурят для обнаружения и добычи углеводородов. Скважинный буровой инструмент с долотом на конце продвигают в грунт для образования ствола скважины. В то время как буровой инструмент продвигают, для охлаждения бурового инструмента и выноса наружу обломков выбуренной породы через буровой инструмент прокачивают буровой раствор, который выходит из бурового долота. Жидкость выходит из бурового долота и возвращается обратно на поверхность для рециркуляции через инструмент. Буровой раствор также используют, чтобы образовать фильтрационную корку для покрытия ствола скважины.

Во время операции бурения желательно выполнять различные оценки параметров пластов, пересекаемых стволом скважины. В некоторых случаях буровой инструмент может быть снабжен устройствами для измерения и/или отбора пробы из окружающего пласта. В некоторых случаях буровой инструмент может быть удален, а спускаемый на кабеле инструмент может быть размещен в стволе скважины для измерения и/или отбора пробы из пласта. В других случаях буровой инструмент может быть использован для выполнения измерения или отбора пробы. Эти пробы, или образцы, могут быть использованы, например, для обнаружения ценных углеводородов.

Для оценивания параметров пласта часто требуется извлечение флюида из пласта в скважинный инструмент для измерения и/или отбора пробы. Различные устройства, такие как зонды, выдвигают из скважинного инструмента для создания перетока флюидов от пласта, окружающего ствол скважины, и для извлечения флюида в скважинный инструмент. Типичный зонд представляет собой круговой элемент, выдвигаемый из скважинного инструмента и позиционируемый напротив боковой стенки ствола скважины. Резиновый пакер на одном конце зонда используют для создания уплотнения относительно боковой стенки ствола скважины. Другое устройство, используемое для образования уплотнения относительно боковой стенки ствола скважины, называют двойным пакером. В случае двойного пакера два эластомерных кольца расширяются по радиусам вокруг инструмента для изоляции части ствола скважины между ними. Кольца образуют уплотнение относительно стенки ствола скважины и обеспечивают возможность извлечения флюида в изолированную часть ствола скважины и во впускное отверстие скважинного инструмента.

Покрытие ствола скважины фильтрационной коркой часто полезно для содействия созданию уплотнения зонда и/или двойных пакеров относительно стенки ствола скважины. После того как уплотнение осуществлено, флюид из пласта извлекают в скважинный инструмент через впускное отверстие путем понижения давления в скважинном инструменте. Примеры зондов и/или пакеров, используемых в скважинных инструментах, описаны в патентах США №№6301959, 4860581, 4936139, 6585045, 6609568 и 6719049 и в заявке на патент США №2004/0000433.

Оценку параметров пласта обычно выполняют по флюидам, извлеченным в скважинный инструмент. В настоящее время существуют способы выполнения различных измерений, предварительных испытаний и/или сбора проб флюидов, которые поступают в скважинный инструмент. Однако обнаружено, что при прохождении скважинного флюида в скважинный инструмент различные загрязнители, такие как скважинные жидкости и/или буровой раствор, могут входить в инструмент вместе с пластовыми флюидами. Эти загрязнители могут влиять на качество измерений и/или проб пластовых флюидов. Кроме того, загрязнение может быть причиной дорогостоящих задержек при проведении скважинных работ вследствие необходимости затраты дополнительного времени для добавочных измерений и/или отбора пробы. Кроме того, такие проблемы могут привести к получению неправильных результатов, которые являются ошибочными и/или бесполезными.

Поэтому для получения состоятельного результата измерения желательно, чтобы пластовый флюид, входящий в скважинный инструмент, был достаточно «чистым» или «первичным». Другими словами, пластовый флюид должен быть мало загрязнен или не загрязнен. Делались попытки исключить попадание загрязнителей в скважинный инструмент вместе с пластовым флюидом. Например, как показано в патенте США №4951749, в зондах устанавливают фильтры для предотвращения попадания загрязнителей в скважинный инструмент вместе с пластовым флюидом. Кроме того, как показано в патенте США №6301959 (Hrametz), зонд снабжают защитным кольцом для отведения загрязненных флюидов на расстояние от чистого флюида, когда он входит в зонд.

Несмотря на наличие способов для выполнения оценки параметров пласта и попыток справиться с загрязнением остается необходимость в управлении потоком флюида через скважинный инструмент для уменьшения загрязнения, когда он входит в и/или проходит через скважинный инструмент. Желательно, чтобы такими способами можно было отводить загрязнители на расстояние от чистого флюида. Кроме того, желательно, чтобы такими способами можно было осуществлять среди прочего анализ флюида, проходящего по отводной линии, избирательное управление потоком флюида через скважинный инструмент, реагирование на обнаруженное загрязнение, удаление загрязнения и/или обеспечение гибкости при управлении флюидами в скважинном инструменте.

Согласно изобретению создана система оценивания параметров пластов для скважинного инструмента, располагаемого в стволе скважины, проходящем сквозь подземный пласт, имеющий первичный флюид и загрязненный флюид, содержащая по меньшей мере два впускных приспособления для приема флюидов из пласта, по меньшей мере одну оценочную отводную линию, соединенную по флюиду с по меньшей мере одним впускным приспособлением для прохождения первичного флюида в скважинный инструмент, по меньшей мере одну очистную отводную линию, соединенную по флюиду с по меньшей мере одним впускным приспособлением для прохождения загрязненного флюида в скважинный инструмент; по меньшей мере один контур флюида, соединенный по флюиду с по меньшей мере одной оценочной отводной линией, по меньшей мере одной очистной отводной линии и комбинаций их для избирательного извлечения флюида в него, по меньшей мере один гидравлический соединитель для избирательного создания гидравлического соединения между по меньшей мере одной оценочной отводной линией, и по меньшей мере одной очистной отводной линией и по меньшей мере один датчик для измерения скважинных параметров в одной из по меньшей мере одной оценочной отводной линии, по меньшей одной очистной отводной линии и комбинаций их.

Система может дополнительно содержать устройство для движения флюидов, выдвигаемое из корпуса для уплотняющего зацепления со стенкой ствола скважины и имеющее по меньшей мере два впускных приспособления, проходящих через него.

По меньшей мере один гидравлический соединитель может быть выполнен с возможностью пропускания флюида из участка выше по потоку по меньшей мере одной оценочной отводной линии к участку ниже по потоку по меньшей мере одной очистной отводной линии или пропускания флюида из участка выше по потоку по меньшей мере одной очистной отводной линии к участку ниже по потоку по меньшей мере одной отборной отводной линии и комбинаций их.

По меньшей мере один гидравлический соединитель может быть присоединен к отводным линиям на месте выше по потоку от одного из запорного клапана оценочной отводной линии, запорного клапана очистной отводной линии и комбинаций их.

По меньшей мере один гидравлический соединитель может быть присоединен к отводным линиям на месте ниже по потоку от одного из запорного клапана оценочной отводной линии, запорного клапана очистной отводной линии и комбинаций их.

Система может дополнительно содержать по меньшей мере один уравнительный клапан, проходящий от одной из по меньшей мере одной оценочной отводной линии, по меньшей мере одной очистной линии и комбинаций их для присоединения к ним по флюиду ствола скважины.

По меньшей мере один контур флюида может содержать по меньшей мере один насос, по меньшей мере одну отборную камеру и по меньшей мере один клапан для избирательного продвижения флюида через скважинный инструмент.

По меньшей мере один датчик может быть выполнен с возможностью измерения свойств флюида в по меньшей мере одной из оценочной отводной линии, очистной отводной линии и комбинаций их.

Система может дополнительно содержать по меньшей мере один поршень предварительного испытания, функционально соединенный с одной из по меньшей мере одной оценочной отводной линии, по меньшей мере одной очистной отводной линии и комбинаций их.

Система может дополнительно содержать по меньшей мере один изолирующий клапан для обеспечения возможности избирательного протекания флюида по одной из по меньшей мере одной оценочной отводной линии, по меньшей мере одной очистной отводной линии и комбинаций их.

Согласно изобретению создан способ оценивания параметров подземного пласта, имеющего первичный флюид и загрязненный флюид, включающий следующие операции:

расположение в стволе скважины, проходящем сквозь пласт скважинного инструмента, имеющего по меньшей мере два впускных приспособления, выполненных с возможностью извлечения флюидов в по меньшей мере одну оценочную отводную линию и в по меньшей мере одну очистную отводную линию в скважинном инструменте;

избирательное извлечение флюидов в одну из по меньшей мере одной оценочной отводной линии, по меньшей мере одной очистной отводной линии и комбинаций их;

избирательное создание гидравлического соединения между по меньшей мере одной оценочной отводной линией и по меньшей мере одной очистной отводной линией;

измерение скважинных параметров флюидов в одной из по меньшей мере одной оценочной отводной линии, по меньшей мере одной очистной отводной линии и комбинаций их.

Способ может дополнительно включать пропускание флюидов через контур флюида. Флюид можно закачивать в контур флюида по меньшей мере одним насосом.

Операция избирательного создания гидравлического соединения может содержать одну из следующих операций: пропускание флюида из участка выше по потоку по меньшей мере одной оценочной отводной линии к участку ниже по потоку по меньшей мере одной очистной отводной линии, пропускание флюида из участка выше по потоку по меньшей мере одной очистной отводной линии к участку ниже по потоку по меньшей мере одной оценочной отводной линии, комбинации указанных операций.

Операция избирательного создания гидравлического соединения может содержать соединение отводных линий на месте выше по потоку от одного из запорного клапана оценочной отводной линии, запорного клапана очистной отводной линии и их комбинаций.

Операция избирательного создания гидравлического соединения может содержать соединение отводных линий на месте ниже по потоку от одного из запорного клапана оценочной отводной линии, запорного клапана очистной отводной линии и комбинаций их.

Способ может дополнительно включать избирательное создание перетока флюидов между стволом скважины и одной из по меньшей мере одной оценочной отводной линии, по меньшей мере одной очистной отводной линии и комбинаций их.

Способ может дополнительно включать анализ измеренных скважинных параметров. Скважинные параметры отводных линий могут сравниваться. Измеренный скважинный параметр может представлять собой перепад давлений между по меньшей мере оценочной и по меньшей мере одной очистной отводной линиями.

Скважинный инструмент может дополнительно содержать множество контуров флюида, соединенных с по меньшей мере одной из отводных линий, при этом каждый контур флюида имеет по меньшей мере один насос, и операция извлечения содержит избирательное закачивание флюидов в одну из по меньшей мере одной оценочной отводной линии, по меньшей мере одной очистной отводной линии и комбинаций их.

Насосы могут избирательно приводиться в действие для предотвращения втекания загрязненного флюида в оценочную отводную линию.

Способ может дополнительно включать перекачивание флюида из оценочной отводной линии в по меньшей мере одну отборную камеру.

Для лучшего понимания изложенных выше признаков и преимуществ настоящего изобретения ниже приведено более подробное описание вариантов осуществления изобретения, которые иллюстрируются приложенными чертежами. Однако следует отметить, что приложенными чертежами иллюстрируются только типичные варианты осуществления этого изобретения, и они не должны считаться ограничивающими его объем, при этом для изобретения могут допускаться другие, равным образом эффективные варианты осуществления.

На чертежах показано следующее:

фигура 1 изображает схематичный вид, частично в разрезе, скважинного инструмента для оценивания параметров пластов в стволе скважины, прилегающем к подземному пласту;

фигура 2 - схематичный вид части скважинного инструмента для оценивания параметров пластов, показанный на фигуре 1 с показом системы движения флюидов для приема флюида из прилегающего пласта;

фигура 3 - схематичный детализированный вид скважинного инструмента и системы движения флюидов, показанный на фигуре 2;

фигура 4А - график, иллюстрирующий скорости потоков флюида через скважинный инструмент, показанный на фигуре 2, при использовании несинхронизированного выкачивания;

фигуры 4В1-4B4 изображают схематичные виды протекания флюида через скважинный инструмент, показанный на фигуре 2, в моменты A-D времени соответственно, показанные на фигуре 4А;

фигура 5А - график, иллюстрирующий скорости потоков флюида через скважинный инструмент, показанный на фигуре 2, при использовании синхронизированного выкачивания;

фигуры 5В1-4 - схематичные виды протекания флюида через скважинный инструмент, показанный на фигуре 2, в моменты A-D времени соответственно, показанные на фигуре 5А;

фигура 6А - график, иллюстрирующий скорости потоков флюида через скважинный инструмент, показанный на фигуре 2, при использовании частично синхронизированного выкачивания;

фигуры 6В1-4 - схематичные виды протекания флюида через скважинный инструмент, показанный на фигуре 2, в моменты A-D времени соответственно, показанные на фигуре 6А;

фигура 7А - график, иллюстрирующий скорости потоков флюида через скважинный инструмент, показанный на фигуре 2, при использовании несовпадающего синхронизированного выкачивания;

фигуры 7В1-5 - схематичные виды протекания флюида через скважинный инструмент, показанный на фигуре 2, в моменты A-Е времени соответственно, показанные на фигуре 7А;

фигура 8А - график, иллюстрирующий скорости потоков флюида через скважинный инструмент, показанный на фигуре 7А, и иллюстрирующий поток в отборную камеру;

фигуры 8В1-5 - схематичные виды протекания флюида через скважинный инструмент, показанный на фигуре 2, в моменты A-Е времени соответственно, показанные на фигуре 8А.

Предпочтительные в настоящее время варианты осуществления изобретения показаны на обозначенных выше чертежах и подробно описаны ниже. При описании предпочтительных вариантов осуществления одинаковые или идентичные позиции использованы для обозначения общих или подобных элементов. Для ясности и краткости чертежи необязательно выполнены в масштабе, а некоторые признаки и некоторые виды на чертежах могут быть показаны в увеличенном масштабе или схематично.

На фигуре 1 изображен скважинный инструмент, пригодный для использования совместно с настоящим изобретением. Может быть использован любой скважинный инструмент, позволяющий выполнять оценку параметров пласта, такой как спускаемый на бурильной колонне, спускаемый на гибкой трубе малого диаметра или другой скважинный инструмент. Скважинный инструмент, показанный на фигуре 1, представляет собой обычный спускаемый на кабеле инструмент 10, опускаемый с буровой вышки 12 в ствол 14 скважины с помощью кабеля 16 и позиционируемый вблизи пласта F. Скважинный инструмент 10 снабжен зондом 18, выполненным с возможностью создания уплотнения относительно стенки ствола скважины и извлекающим флюид из пласта в скважинный инструмент. Кроме того, изображены двойные пакеры 21 для демонстрации того, что различные устройства, находящиеся в сообщении по флюиду, такие как зонды и/или пакеры, могут быть использованы для извлечения флюида в скважинный инструмент. Опорные поршни 19 содействуют продвижению скважинного инструмента и зонда к стенке ствола скважины.

На фигуре 2 представлен схематичный вид части скважинного инструмента 10, иллюстрирующий систему 34 движения флюида. Предпочтительно, чтобы зонд 18 выдвигался из скважинного инструмента до зацепления со стенкой ствола скважины. Зонд снабжен пакером 20 для создания уплотнения относительно стенки ствола скважины. Пакер соприкасается со стенкой ствола скважины и образует уплотнение относительно фильтрационной корки 22, покрывающей ствол скважины. Фильтрационная корка просачивается сквозь стенку ствола скважины и создает вокруг ствола скважины зону 24 проникновения. Зона проникновения содержит буровой раствор и другие скважинные жидкости, которые загрязняют окружающие пласты, в том числе пласт F и часть чистого пластового флюида 26, содержащегося в нем.

Предпочтительно, чтобы зонд 18 был снабжен по меньшей мере двумя отводными линиями, оценочной отводной линией 28 и очистной отводной линией 30. Должно быть понятно, что в случаях, когда используются двойные пакеры, между ними могут быть образованы впускные приспособления для извлечения флюида в оценочную и очистную отводные линии. Примеры устройств, для перетока флюидов, таких как зонды и двойные пакеры, используемых для извлечения флюида в отдельные отводные линии, описаны в заявке 6719049 на патент США и в опубликованной заявке №20040000433 на патент США, переуступленной правопреемнику настоящего изобретения, и в патенте США №6301959, переуступленном Halliburton.

Оценочная отводная линия проходит в скважинный инструмент и используется для прохождения чистого скважинного флюида в скважинный инструмент для измерения и/или отбора пробы. Оценочная отводная линия проходит в отборную камеру 35, предназначенную для сбора проб пластового флюида. Очистная отводная линия 30 проходит в скважинный инструмент и используется для извлечения загрязненного флюида на расстоянии от чистого флюида, втекающего в оценочную отводную линию. Загрязненный флюид может быть сброшен в ствол скважины через выходное отверстие 37. Один или несколько насосов 36 можно использовать для продвижения флюида по отводным линиям. Предпочтительно, чтобы между оценочной и очистной отводными линиями был расположен разделитель или барьер для разделения флюидов, протекающих в них.

На фигуре 3 более подробно показана система 34 движения флюидов. Как видно на этой фигуре, флюид извлекается в оценочную и очистную отводные линии через зонд 18. Когда флюид втекает в инструмент, загрязненный флюид в зоне 24 проникновения (фигура 2) заканчивается, так что в оценочную отводную линию 28 может входить чистый флюид 26 (фигура 3). Как показано стрелками, загрязненный флюид извлекается в очистную отводную линию на расстоянии от оценочной отводной линии. На фигуре 3 зонд показан имеющим очистную отводную линию, которая образует кольцо вокруг поверхности зонда. Однако должно быть понятно, что могут быть использованы другие конфигурации одного или нескольких входных отверстий и отводных линий, проходящих через зонд.

Оценочная и очистная отводные линии 28, 30 проходят через зонд 18 и через систему 34 движения флюидов скважинного инструмента. Как описано в настоящей заявке дополнительно, оценочная и очистная отводные линии находятся в избирательном сообщении по флюиду с отводными линиями, проходящими через систему движения флюидов. Система движения флюидов включает набор устройств для управления потоком чистого и/или загрязненного флюида, когда он проходит через скважинный инструмент от места выше по потоку вблизи пласта до места ниже по потоку. Система снабжена набором устройств для измерения флюида и/или управления флюидом, таких как отводные линии 28, 29, 30, 31, 32, 33, 35, насосы 36, поршни 40 предварительного испытания, отборные камеры 42, клапаны 44, гидравлические соединители 48, 51 и датчики 38, 46. Кроме того, система может быть снабжена набором дополнительных устройств, таких как дроссели, отклонители, устройства для обработки и другие устройства для управления потоком и/или выполнения различных операций по оцениванию параметров пласта.

Оценочная отводная линия 28 проходит от зонда 18 и по флюиду соединена с отводными линиями, проходящими через скважинный инструмент. Предпочтительно, чтобы оценочная отводная линия 28 была снабжена поршнем 40а предварительного испытания и датчиками, такими как манометр 38а и анализатор 46а флюида. Очистная отводная линия 30 проходит от зонда 18 и по флюиду соединена с отводными линиями, проходящими через скважинный инструмент. Предпочтительно, чтобы очистная линия 30 была снабжена поршнем 40b предварительного испытания и датчиками, такими как манометр 38b и анализатор 46b флюида. Датчики, такие как манометр 38с, могут быть соединены с оценочной и очистной отводными линиями 28 и 30 для измерения параметров между ними, например перепада давлений. По желанию такие датчики могут быть установлены на других местах вдоль любой из отводных линий системы движения флюидов.

Один или несколько поршней предварительного испытания могут быть предусмотрены для извлечения флюида в инструмент и выполнения операции предварительного испытания. Предварительное испытание обычно выполняют для получения кривой давления, отражающей падающее и нарастающее давление в отводной линии, когда флюид втягивается в скважинный инструмент через зонд. При использовании в сочетании с зондом, имеющим оценочную и очистную отводные линий, поршень предварительного испытания может быть установлен вдоль каждой отводной линии для получения характеристических кривых пласта. Эти характеристические кривые можно сравнивать и анализировать. Кроме того, поршни предварительного испытания могут быть использованы для извлечения флюида в инструмент, чтобы разрушить глинистую корку на стенке ствола скважины. Поршни могут работать циклами синхронно или с различными скоростями для выравнивания и/или создания перепадов давлений на концах соответствующих отводных линий.

Поршни предварительного испытания также могут быть использованы для диагностирования и/или для обнаружения проблем во время работы. Когда поршни работают циклами с различными скоростями, может быть определена целостность изоляции между линиями. Когда изменение давления на концах отводной линии отражается на второй отводной линии, это может указывать на то, что между отводными линиями существует недостаточная изоляция. Отсутствие изоляции между отводными линиями может указывать на то, что между отводными линиями имеется недостаточное уплотнение. Отсчеты давления на концах отводных линий во время циклической работы поршней могут быть использованы для содействия диагностированию любых проблем или для подтверждения достаточной пригодности к эксплуатации.

Система движения флюидов может быть снабжена гидравлическими соединителями, такими как перепускной узел 48 и/или узел 51 разветвления, для пропускания флюида между оценочной и очистной отводными линиями (и/или отводными линиями, присоединенными к ним по флюиду). Эти устройства могут быть установлены в различных местах вдоль системы движения флюида для отведения потока флюида из одной или нескольких отводных линий в нужные компоненты или части скважинного инструмента. Как показано на фигуре 3, поворотный перепускной узел 48 может быть использован для соединения по флюиду оценочной отводной линии 28 с отводной линией 32 и очистной отводной линии 30 с отводной линией 29. Другими словами, по желанию флюид из отводных линий может быть избирательно отведен между различными отводными линиями. Например, флюид может быть отведен из отводной линии 28 в контур 50b потока, и флюид может быть отведен из отводной линии 30 в контур 50а потока.

Узел 51 разветвления, показанный на фигуре 3, содержит несколько клапанов 44а, b, c, d и соединен с соединительными отводными линиями 52 и 54. Клапан 44а обеспечивает возможность прохождения флюида из отводной линии 29 в соединительную отводную линию 54 и/или через отводную линию 31 в контур 50а потока. Клапан 44b обеспечивает возможность прохождения флюида из отводной линии 32 в соединительную отводную линию 54 и/или через отводную линию 35 в контур 50b потока. Клапан 44с обеспечивает возможность протекания флюида между отводными линиями 29, 32 выше по потоку от клапанов 44а и 44b. Клапан 44d обеспечивает возможность протекания флюида между отводными линиями 31, 35 ниже по потоку от клапанов 44а и 44b. Такая конфигурация обеспечивает возможность избирательного смешивания флюида между оценочной и очистной отводными линиями. Это может быть использовано, например, для избирательного пропускания флюида из отводных линий в один или оба контура 50a, b отбора.

Кроме того, клапаны 44а и 44b могут быть использованы в качестве изолирующих клапанов для изоляции флюида в отводной линии 29, 32 от остальной части системы движения флюида, расположенной ниже по потоку от клапанов 44a, b. Изолирующие клапаны закрывают, чтобы изолировать фиксированный объем флюида внутри скважинного инструмента (то есть в отводных линиях между пластом и клапанами 44a, b). Фиксированный объем, расположенный выше по потоку от клапана 44а и/или 44b, используют для выполнения скважинных измерений, например давления и подвижности.

В некоторых случаях, например во время отбора пробы, желательно сохранять разделение между оценочной и очистной отводными линиями. Это может быть осуществлено, например, путем закрывания клапанов 44с и/или 44d для предотвращения прохождения флюида между отводными линиями 29 и 32 или 31 и 35. В других случаях сообщение по флюиду между отводными линиями может быть желательным для выполнения скважинных измерений, например пластового давления и/или получения оценок подвижности. Это может быть осуществлено, например, путем закрывания клапанов 44a, b, открывания клапанов 44с и/или 44d, чтобы обеспечить возможность протекания флюида по отводным линиям 29 и 32 или 31 и 35 соответственно. Когда флюид втекает в отводные линии, манометры, установленные вдоль отводных линий, могут быть использованы для измерения давления и определения изменения объема и сечения потока на границе раздела между зондом и стенкой пласта. Эта информация может быть использована для получения подвижности в пласте.

Клапаны 44c, d также могут быть использованы для обеспечения возможности прохождения флюида между отводными линиями внутри скважинного инструмента для предотвращения перепада давлений между отводными линиями. В отсутствие такого клапана перепады давлений между отводными линиями могут вызывать вытекание флюида из одной отводной линии, через пласт и обратно в другую отводную линию в скважинном инструменте, что может исказить результаты измерений, например подвижности и давления.

Узел 51 разветвления также может быть использован для изоляции частей системы движения флюида ниже по потоку от части системы движения флюида выше по потоку. Например, узел 51 разветвления может быть использован для прохождения флюида из места выше по потоку от узла разветвления до других частей скважинного инструмента, например через клапан 44j и отводную линию 25, при этом в обход контуров потока флюида (то есть при закрывании клапанов 44a, b). В другом примере при закрывании клапанов 44a, b и открывания клапана d эта конфигурация может быть использована для обеспечения возможности прохождения флюида между контурами 50 флюида и/или другими частями скважинного инструмента через клапан 44k и отводную линию 39. Такая конфигурация также может быть использована для обеспечения возможности прохождения флюида между другими компонентами и контурами потока флюида без сообщения по флюиду с зондом. Это может быть полезно в случаях, например, когда имеются дополнительные компоненты, такие как дополнительные зонды и/или модули контуров флюида ниже по потоку от узла разветвления.

Кроме того, узел 51 разветвления может работать так, что клапаны 44а и 44d оказываются закрытыми, а 44b и 44d открытыми. В такой конфигурации флюид из обеих отводных линий может проходить из места выше по потоку от узла 51 разветвления в отводную линию 35. В качестве альтернативы клапаны 44b и 44d могут быть закрыты, а 44а и 44с открыты, так что флюид из обеих отводных линий может проходить из места выше по потоку от узла 51 разветвления в отводную линию 31.

Предпочтительно, чтобы контуры 50а и 50b потока (иногда называемые контурами отбора пробы или контурами флюида) содержали насосы 36, отборные камеры 42, клапаны 44 и связанные с ними отводные линии для избирательного перемещения флюида через скважинный инструмент. Могут быть использованы один или несколько контуров потока. Для наглядности изображены два различных контура потока, но могут быть использованы одинаковые контуры или другие варианты контуров потока.

Отводная линия 31 проходит от узла 51 разветвления до контура 50а потока. Клапан 44е предусмотрен для обеспечения возможности избирательного втекания флюида в контур 50а потока. Флюид может быть отведен из отводной линии 31, пропущен клапаном 44е в отводную линию 31а1 и выпущен в скважину через выходное отверстие 56а. В качестве альтернативы флюид может быть отведен из отводной линии 31, пропущен клапаном 44е через отводную линию 33а2 в клапан 44f. Насосы 36а1 и 36а2 могут быть предусмотрены в отводных линиях 33а1 и 33а2 соответственно.

Флюид, проходящий по отводной линии 33а2, может быть отведен с помощью клапана 44f в скважину по отводной линии 33b1 или в клапан 44g по отводной линии 33b2. Насос 36b может быть установлен в отводной линии 33b2.

Флюид, проходящий по отводной линии 33b2, может быть пропущен с помощью клапана 44g в отводную линию 33с1 или в отводную линию 33с2. При отведении в отводную линию 33с1 флюид может быть пропущен с помощью клапана 44h в скважину по отводной линии 33d1 или обратно по отводной линии 33d2. При отведении по отводной линии 33с2 флюид собирается в отборной камере 42а. Буферная отводная линия 33d3 проходит в скважину и/или соединена по флюиду с отводной линией 33d2. Насос 36с установлен в отводной линии 33d3 для флюида посредством него.

Контур 59b потока имеет клапан 44е' для обеспечения возможности избирательного протекания флюида из отводной линии 35 в контур 50b потока. Флюид может протекать через клапан 44е' в отводную линию 33с1' или в отводную линию 33с2' и в отборную камеру 42b. Флюид, проходящий по отводной линии 33с1', может быть пропущен с помощью клапана 44g' в отводную линию 33d1' и выпущен в скважину или в отводную линию 33d2'. Буферная отводная линия 33d3' проходит от отборной камеры 42b в скважину и/или по флюиду соединена с отводной линией 33d2'. Насос 36d установлен в отводной линии 33d3' для извлечения флюида посредством него.

Для контура управления потоком можно использовать несколько конфигураций потока. Например, могут быть включены дополнительные отборные камеры. Один или несколько насосов могут быть установлены в одной или в нескольких отводных линиях на всем протяжении контура. Несколько клапанных устройств и связанных с ними отводных линий можно предусмотреть для обеспечения возможности закачивания и отведения флюида в отборные камеры и/или в ствол скважины.

Как показано на фигуре 3, контуры потоков могут быть расположены рядом. В качестве альтернативы все контуры потоков или части контуров потоков могут быть расположены вокруг скважины и соединены по флюиду посредством отводных линий. В некоторых случаях части контуров потоков (а также и другие части инструмента, например, зонд) могут быть размещены в модулях, которые можно соединять в различные конфигурации для образования скважинного инструмента. Множество контуров потоков может быть включено в несколько определенных мест и/или конфигураций. Одну или несколько отводных линий можно использовать для соединения с одним или несколькими контурами потоков на всем протяжении скважинного инструмента.

Уравнительный клапан 44i и связанная с ним отводная линия 49 соединены с отводной линией 29. Один или несколько таких уравнительных клапанов можно установить вдоль оценочной и/или очистной отводных линий для выравнивания давления между отводной линией и скважиной. Этим выравниванием обеспечивается возможность выравнивания перепада давлений между внутренней стороной инструмента и скважиной, так что инструмент не будет прихватываться пластом. Кроме того, уравновешивание отводной линии способствует тому, что обеспечивается выпуск флюидов под давлением и газов из внутренней части отводной линии, когда ее поднимают на поверхность. Такой клапан может иметься в различных местах вдоль одной или нескольких отводных линий. Можно предложить вводить большое количество уравнительных клапанов, особенно когда прогнозируемое давление должно быть заперто на большом количестве мест. В качестве альтернативы инструмент может быть оснащен другими клапанами 44, чтобы они автоматически открывались для обеспечения возможности выравнивания давлений на большом количестве мест.

Несколько клапанов можно использовать для направления и/или регулирования потока флюида через отводные линии. Такие клапаны могут быть запорными клапанами, перепускными клапанами, ограничителями потока, уравнительными, изолирующими или разгрузочными клапанами и/или другими устройствами, способными регулировать поток флюида. Клапаны 44a-k могут быть двухпозиционными клапанами, которые обеспечивают возможность избирательного протекания флюида по отводной линии. Однако они также могут быть клапанами, обеспечивающими возможность протекания через нее потока ограниченной величины. Перепускной узел 48 является примером клапана, который может быть использован для перемещения потока из оценочной отводной линии 28 в первый отборный контур и для перемещения потока из очистной отводной линии во второй отборный контур, а затем для переключения пробы, протекающей во второй отборный контур, и очистной отводной линии к первому отборному контуру.

Один или несколько насосов могут быть установлены в отводных линиях для управления посредством их потоком флюида. Установка насоса в определенном месте может быть использована для содействия продвижению флюида через определенные части скважинного инструмента. Кроме того, насосы могут быть использованы для избирательного продвижения флюида по одной или нескольким отводным линиям с желаемой скоростью и/или давлением. Управление насосами может быть использовано для содействия в определении в скважине характеристик пласта, таких как давление пластового флюида, подвижность пластового флюида и т.д. Обычно насосы устанавливают так, чтобы отводная линия и клапанное устройство могли быть использованы для управления потоком флюида через систему. Например, один или несколько насосов могут находиться выше по потоку и/или ниже по потоку от определенных клапанов, отборных камер, датчиков, манометров или других устройств.

По желанию для извлечения флюида в каждую отводную линию насосы могут приводиться в действие избирательно и/или согласованно. Например, скорость нагнетания насоса, соединенного с очистной отводной линией, может быть повышена, и/или скорость нагнетания насоса, соединенного с оценочной отводной линией, может быть понижена так, чтобы количество чистого флюида, извлекаемого в оценочную отводную линию, было оптимизировано. Кроме того, один или несколько таких насосов могут быть установлены вдоль отводной линии для избирательного повышения скорости нагнетания флюида, протекающего по отводной линии.

Могут быть предусмотрены один или несколько датчиков, таких как анализаторы 46a, b флюи