Устройство для определения характеристик пласта (варианты)

Устройство для определения характеристик пласта (варианты)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится в целом к скважинному исследованию подземных пластов. Более точно данное изобретение относится к определению характеристик подземного пласта посредством отбора проб через перфорационные отверстия в стволе скважины, проходящем в пласт.

Исторически стволы скважин или просто скважины бурили для поиска подземных пластов (также известных как скважинные коллекторы), содержащих чрезвычайно необходимые текучие среды, такие как нефть, газ или вода. Ствол скважины бурят посредством буровой установки, которая может быть расположена на земле или над массами воды, и сам ствол скважины проходит вниз в подземные пласты. Ствол скважины может остаться "необсаженным" после бурения (то есть не покрытым обсадной колонной) или может быть снабжен обсадной колонной для образования "обсаженного" ствола скважины. Обсаженный ствол скважины создают посредством введения множества соединенных друг с другом трубчатых стальных секций обсадной колонны (то есть соединений обсадных труб) в необсаженный ствол скважины и закачивания цемента в забой скважины через центральную часть обсадной колонны. Цемент выходит из нижней части обсадной колонны и возвращается к поверхности через часть ствола скважины, находящуюся между обсадной колонной и стенкой ствола скважины, известную как "кольцевое пространство". Таким образом, цемент используется на наружной стороне обсадной колонны для удерживания обсадной колонны на месте и обеспечения некоторой степени конструктивной целостности (прочности конструкции) и уплотнения между пластом и обсадной колонной.

Различные способы выполнения оценки параметров продуктивного пласта (то есть детального исследования и анализа окружающих зон пласта на наличие нефти и газа) в необсаженных стволах скважин были описаны, например, в патентах США № 4860581 и № 4936139 того же заявителя. На фиг.1А и 1B проиллюстрировано известное устройство для опробования пласта в соответствии с идеями данных патентов. Устройство А на фиг.1А и 1B имеет модульную конструкцию, хотя образующий одно целое инструмент также является пригодным. Устройство А представляет собой скважинный инструмент, который может быть спущен в ствол скважины (непоказанный) на тросе (кабеле) (непоказанном) в целях проведения испытаний для оценки параметров пласта. Соединения троса (кабеля) с инструментом А, а также средства подачи энергии и электронное оборудование, относящееся к средствам связи, не проиллюстрированы для ясности. Линии энергоснабжения и связи, которые проходят на всю длину инструмента, показаны в целом ссылочной позицией 8. Эти компоненты для подачи энергии и связи известны специалистам в данной области техники и использовались в прошлом в промышленных масштабах. Аппаратуру управления данного типа обычно устанавливают на самом верхнем конце инструмента рядом с местом присоединения троса (кабеля) к инструменту, при этом линии передачи электроэнергии проходят через инструмент к различным компонентам.

Как показано в варианте осуществления на фиг.1А, устройство А имеет гидравлический силовой модуль С, модуль Р с пакерами и зондовый модуль Е. Зондовый модуль Е показан с одним зондовым узлом 10, который может быть использован для исследований проницаемости или отбора проб текучей среды. При использовании инструмента для определения анизотропной проницаемости и вертикальной структуры коллектора в соответствии с известными способами многозондовый модуль F может быть добавлен к зондовому модулю Е, как показано на фиг.1А. Многозондовый модуль F имеет погружаемый зондовый узел 14 и узел 12 горизонтального зонда. Альтернативно, модуль Р двойного пакера обычно объединяют с зондовым модулем Е для исследований проницаемости по вертикали.

Гидравлический силовой модуль С включает насос 16, резервуар 18 и двигатель 20, предназначенный для управления работой насоса 16. Переключатель 22, выдающий сигнал о низком уровне масла, выдает предупреждение специалисту, управляющему работой инструмента, о том, что уровень масла низкий и по существу используется при регулировании работы насоса 16.

Линия 24 для рабочей жидкости соединена с нагнетательным отверстием насоса 16 и проходит через гидравлический силовой модуль С и в соседние модули для использования в качестве источника гидравлической мощности. В варианте осуществления, показанном на фиг.1А, линия 24 для рабочей жидкости проходит через гидравлический силовой модуль С в зондовые модули Е и/или F в зависимости от того, какая конфигурация используется. Гидравлическая цепь замкнута посредством линии 26 возврата рабочей жидкости, которая на фиг.1А проходит от зондового модуля Е обратно к гидравлическому силовому модулю С, где она заканчивается у резервуара 18.

Модуль М откачивания, показанный на фиг.1B, может быть использован для удаления нежелательных проб и образцов посредством нагнетания текучей среды из отводной линии 54 в ствол скважины или может быть использован для нагнетания текучих сред из ствола скважины в отводную линию 54 для накачивания сдвоенных пакеров 28 и 30. Кроме того, модуль М откачивания может быть использован для всасывания пластовой текучей среды из ствола скважины посредством зондового модуля Е или F или пакерного модуля Р и для последующего закачивания пластовой текучей среды в модуль S с отборной камерой с вытеснением буферной текучей среды, находящейся в ней. Данный процесс будет дополнительно описан ниже.

Двунаправленный поршневой насос 92, питаемый рабочей жидкостью из насоса 91, может быть выставлен для всасывания из отводной линии 54 и удаления нежелательной пробы по отводной линии 95 или он может быть выставлен для откачивания текучей среды из ствола скважины через отводную линию 95 в отводную линию 54. Модуль откачивания также может быть выполнен с такой конфигурацией, в которой отводная линия 95 соединяется с отводной линией 54 так, что может быть обеспечено всасывание текучей среды из нижней по потоку части отводной линии 54 и нагнетание его в направлении вверх по потоку или наоборот. Модуль М откачивания имеет необходимые управляющие устройства для регулирования поршневого насоса 92 и выставления линии 54 для текучей среды (отводной линии) относительно линии 95 для текучей среды с целью выполнения процедуры откачивания. Следует отметить здесь, что поршневой насос 92 может быть использован для закачивания проб в модуль (модули) S отборных камер при одновременном повышении давления таких проб так, как желательно, а также для откачивания проб из модуля (модулей) S отборных камер посредством использования модуля М откачивания. Модуль М откачивания также может быть использован для выполнения нагнетания текучей среды с постоянным давлением или с постоянной скоростью в случае необходимости. При достаточной мощности модуль М откачивания может быть использован для нагнетания текучей среды с достаточно высокими скоростями с тем, чтобы создать возможность образования микротрещин для измерения напряжений в пласте.

Альтернативно, сдвоенные пакеры 28 и 30, показанные на фиг.1А, могут быть накачаны скважинной текучей средой, и из них может быть откачана скважинная текучая среда посредством использования поршневого насоса 92. Как легко можно видеть, избирательное приведение в действие модуля М откачивания для приведения в действие поршневого насоса 92 в сочетании с избирательным приведением в действие клапана 96 управления и наполнением клапанов I и выкачиванием из них может привести к избирательному накачиванию пакеров 28 и 30 и откачиванию из них. Пакеры 28 и 30 прикреплены к наружной периферии 32 устройства А и могут быть образованы из упругого материала, совместимого со скважинными текучими средами и температурами. Пакеры 28 и 30 имеют выполненную в них полость. Когда поршневой насос 92 находится в рабочем состоянии и клапаны I накачивания установлены надлежащим образом, текучая среда из отводной линии 54 проходит через клапаны I накачивания/откачивания и по отводной линии 38 к пакерам 28 и 30.

Как также показано на фиг.1А, зондовый модуль Е имеет зондовый узел 10, который может избирательно перемещаться относительно устройства А. Перемещение зондового узла 10 инициируется посредством приведения в действие устройства 40 для приведения в действие зонда, которое обеспечивает выставление гидравлических линий 24 и 26 для рабочей жидкости относительно напорных линий 42 и 44. Зонд 46 прикреплен к раме 48, которая выполнена с возможностью перемещения относительно устройства А, и зонд 46 выполнен с возможностью перемещения относительно рамы 48. Эти относительные перемещения инициируются устройством 40 управления посредством направления текучей среды из напорных линий 24 и 26 избирательно в напорные линии 42, 44, при этом результатом является то, что рама 48 в начале смещается наружу для входа в контакт со стенкой (непоказанной) ствола скважины. Выдвигание рамы 48 обеспечивает размещение зонда 46 рядом со стенкой ствола скважины и поджим эластомерного кольца (называемого пакером) к стенке ствола скважины, в результате чего создается уплотнение между стволом скважины и зондом 46. Поскольку одна задача состоит в получении точного измеренного значения давления в пласте, которое отображается в зонде 46, желательно дополнительно ввести зонд 46 через наросшую глинистую корку и в контакт с пластом. Таким образом, выставление гидравлической напорной линии 24 относительно напорной линии 44 приводит к относительному смещению зонда 46 в пласт за счет относительного перемещения зонда 46 относительно рамы 48. Работа зондов 12 и 14 аналогична работе зонда 10 и отдельно описана не будет.

После накачивания пакеров 28 и 30 и/или установки зонда 10 и/или зондов 12 и 14 может начаться опробование пласта с извлечением текучей среды. Отводная линия 54 для проб проходит от зонда 46 в зондовом модуле Е вниз к наружной периферии 32 в месте между пакерами 28 и 30 через соседние модули и в модули S отборных камер. Таким образом, вертикальный зонд 10 и погружаемый зонд 14 обеспечивают возможность ввода пластовых текучих сред в отводную линию 54 для проб через одно или несколько из устройств, включая модуль 56 измерения сопротивления, устройство 58 для измерения давления и механизм 59 для предварительных испытаний, в соответствии с заданной конфигурацией. Кроме того, отводная линия 64 обеспечивает возможность ввода пластовых текучих сред в отводную линию 54 для проб. При использовании модуля Е или нескольких модулей Е и F стопорный клапан 62 смонтирован за датчиком 56 сопротивления по ходу течения. В закрытом положении стопорный клапан 62 ограничивает внутренний объем отводной линии, обеспечивая повышение точности измерений в динамическом режиме, выполняемых манометром 58. После выполнения исходных измерений давления стопорный клапан 62 может быть открыт для создания возможности прохода текучей среды в другие модули по отводной линии 54.

При взятии исходных проб существует высокая степень ожидания того, что исходно полученная пластовая текучая среда будет загрязнена глинистой коркой и фильтратом. Желательно удалить такие загрязнители из потока отобранной текучей среды перед сбором пробы (проб). Соответственно, модуль М откачивания используется для исходного вымывания из устройства А проб пластовой текучей среды, взятых через впускное отверстие 64 сдвоенных пакеров 28, 30, или вертикальный зонд 10, или погружаемый зонд 14 в отводную линию 54.

Модуль D анализа текучих сред включает оптический анализатор 99 текучих сред, который особенно пригоден для индикации того, приемлема ли текучая среда в отводной линии 54 для отбора высококачественной пробы. Оптический анализатор 99 оснащен с возможностью различения различных типов нефти, газа и воды. В патентах США № 4994671, № 5166747, № 5939717 и № 5956132, а также в других известных патентах, которые все переуступлены компании Schlumberger, подробно описан анализатор 99, и такое описание здесь повторено не будет.

Во время вымывания загрязнителей из устройства А пластовая текучая среда может продолжать течь по отводной линии 54 для проб, которая проходит через соседние модули, такие как модуль D анализа текучих сред, модуль М откачивания, модуль N управления потоками и любое число модулей S отборных камер, которые могут быть присоединены, как показано на фиг.1B. Специалистам в данной области техники будет понятно, что за счет наличия отводной линии 54 для проб, проходящей на всю длину различных модулей, несколько модулей S отборных камер могут быть размещены один над другим без неизбежного увеличения наибольшего наружного диаметра инструмента. Альтернативно, как разъяснено ниже, один модуль S для проб может быть выполнен с множеством отборных камер малого диаметра, например, посредством размещения таких камер бок о бок и на одинаковом расстоянии от оси модуля отборных камер. Следовательно, инструмент может принимать больше проб перед тем, как его нужно будет вытянуть на поверхность, и может быть использован в стволах меньшего диаметра.

Как показано на фиг.1А и 1B, модуль N управления потоками включает датчик 66 расхода, регулятор 68 потока, поршень 71, резервуары 72, 73 и 74 и избирательно регулируемое ограничительное (дросселирующее) устройство, такое как клапан 70. Заданная величина пробы может быть получена при определенной скорости потока за счет использования оборудования, описанного выше.

В этом случае модуль S отборных камер может быть использован для сбора пробы текучей среды, поданной по отводной линии 54. Если используется модуль для нескольких проб, размер пробы можно регулировать посредством модуля N управления потоками, который является предпочтительным, но необязательным для отбора проб текучих сред. При рассмотрении верхнего модуля S отборной камеры на фиг.1B видно, что клапан 80 открыт и один из клапанов 62 или 62А, 62В открыт (какой бы из них ни являлся клапаном управления для модуля отбора проб), и пластовая текучая среда направляется через модуль отбора проб в отводную линию 54 и в полость 84С сбора проб в камере 84 модуля S отборной камеры, после чего клапан 80 закрывают для изоляции пробы, и клапан управления модуля отбора проб закрывают для изоляции отводной линии 54. Камера 84 имеет полость 84С сбора проб и полость 84р повышения давления/буферную полость 84р. После этого инструмент может быть перемещен в другое место и процесс может быть повторен. Дополнительные взятые пробы могут храниться в любом количестве дополнительных модулей S отборных камер, которые могут быть присоединены за счет соответствующего выставления клапанов. Например, имеются две отборные камеры S, проиллюстрированные на фиг.1B. После заполнения верхней камеры за счет приведения в действие отсечного клапана 80 следующая проба может быть подана для хранения в самый нижний модуль S отборной камеры за счет открытия отсечного клапана 88, соединенного с полостью 90С сбора проб камеры 90. Камера 90 имеет полость 90С сбора проб и полость 90р повышения давления/буферную полость 90р. Следует отметить, что каждый модуль отборной камеры имеет свой собственный узел управления, показанный на фиг.1B под ссылочными позициями 100 и 94. Любое число модулей S отборных камер может быть использовано или можно не использовать никаких модулей отборных камер в отдельных конфигурациях инструмента в зависимости от характера испытания, которое должно быть проведено. Кроме того, модуль S может представлять собой модуль для множества проб, в котором размещено множество отборных камер, как указано выше.

Также следует отметить, что буферная текучая среда в виде скважинной текучей среды полного давления может быть подана к задним сторонам поршней в камерах 84 и 90 для дополнительного регулирования давления пластовой текучей среды, подаваемого в модули S для проб. С этой целью клапаны 81 и 83 открывают, и поршневой насос 92 модуля М откачивания должен нагнетать текучую среду в отводной линии 54 до давления, превышающего давление в скважине. Было установлено, что это действие имеет эффект демпфирования или уменьшения импульса давления или "удара", испытываемого во время депрессии. Этот способ отбора проб с малым ударом был успешно использован при получении проб текучих сред из рыхлых пластов, кроме того, он создает возможность повышения давления пробы текучей среды посредством поршневого насоса 92.

Известно, что различные конфигурации устройства А могут быть использованы в зависимости от цели, которая должна быть достигнута. Для базового отбора проб гидравлический силовой модуль С может быть использован в сочетании с электрическим силовым модулем L, зондовым модулем Е и несколькими модулями S отборных камер. Для определения пластового давления гидравлический силовой модуль С может быть использован вместе с электрическим силовым модулем L и зондовым модулем Е. Для отбора незагрязненных проб при пластовых условиях гидравлический силовой модуль С может быть использован вместе с электрическим силовым модулем L, зондовым модулем Е в сочетании с модулем D анализа текучих сред, модулем М откачивания и множеством модулей S отборных камер. Испытание, имитирующее исследование пласта (опробование скважины) испытателем пластов, спускаемым на бурильных трубах, может быть проведено путем объединения электрического силового модуля L с модулем Р пакеров и модулями S отборных камер. Другие конфигурации также возможны, и определение состава таких конфигураций также зависит от целей, которые должны быть достигнуты с помощью инструмента. Инструмент может иметь унитарную конструкцию, а также модульную конструкцию, однако, модульная конструкция обеспечивает большую гибкость и меньшие затраты для пользователей, которым не требуются все признаки.

Отдельные модули устройства А имеют такую конструкцию, что они быстро соединяются друг с другом. Бесфланцевые соединения (соединения впотай) между модулями могут быть использованы вместо соединений охватываемых и охватывающих частей для избежания наличия мест, где загрязнители, обычные в скважинной среде, могут быть захвачены.

Управление потоками во время сбора проб создает возможность использования различных скоростей потока. В ситуациях с низкой проницаемостью управление потоками очень помогает предотвратить снижение давления пробы пластовой текучей среды ниже точки начала кипения текучей среды или точки осаждения (выпадения) асфальтенов.

Таким образом, когда инструмент входит в контакт со стенкой ствола скважины, устанавливается сообщение по текучей среде между пластом и скважинным инструментом. После этого могут быть выполнены различные операции по опробованию и отбору проб. Как правило, предварительное испытание выполняют посредством всасывания текучей среды в отводную линию путем избирательного приведения в действие поршня для предварительных испытаний. Поршень для предварительных испытаний отводят так, что текучая среда проходит в часть отводной линии скважинного инструмента. Циклическое перемещение поршня с чередованием фаз депрессии и нарастания давления дает трассу давления, которую анализируют для оценки скважинного пластового давления, для определения того, обеспечивает ли пакер надлежащее уплотнение, и для определения того, является ли поток текучей среды достаточным для получения диагностической пробы.

Из вышеизложенного рассмотрения следует, что измерение давления и отбор проб текучих сред из пластов, через которые проходят необсаженные стволы скважин, хорошо известны в соответствующей области техники. Однако после установки обсадной колонны в стволе скважины способность выполнения таких исследований будет ограничена. Существуют сотни обсаженных скважин, которые рассматриваются на предмет ликвидации каждый год в Северной Америке в дополнение к тысячам скважин, которые уже бездействуют. Относительно этих ликвидированных скважин было принято решение, что дальнейшая добыча нефти и газа в необходимых количествах из них является экономически не выгодной. Однако большинство этих скважин было пробурено в конце 60-х годов и в 70-е годы, и для них был проведен каротаж с использованием способов, которые по современным стандартам являются примитивными. Таким образом, в результате новейших исследований были получены свидетельства того, что многие из этих ликвидированных скважин содержат большие количества поддающегося извлечению природного газа и нефти (возможно, целых 100-200 триллионов кубических футов), которые были упущены ("потеряны") при обычных способах добычи. Поскольку большая часть затрат на разработку месторождений, таких как затраты на бурение, обсаживание и цементирование, уже были осуществлены для этих скважин, эксплуатация данных скважин для добычи запасов нефти и природного газа может оказаться недорогим предприятием, которое позволило бы увеличить добычу углеводородов и газа. Следовательно, желательно выполнить дополнительные исследования в таких обсаженных стволах скважин.

Для выполнения различных исследований в обсаженном стволе скважины для определения того, является ли скважина хорошим "кандидатом" для добычи, часто необходимо перфорировать обсадную колонну для исследования пласта, окружающего ствол скважины. В одном таком промышленно используемом способе перфорирования применяется инструмент, который может быть спущен на тросе в обсаженную часть ствола скважины, при этом инструмент включает кумулятивный заряд взрывчатого вещества для перфорирования обсадной колонны и устройства для опробования и отбора проб, предназначенные для измерения гидравлических параметров среды за обсадной колонной и/или для взятия проб текучих сред из указанной среды.

Различные технологии были разработаны для образования перфорационных отверстий в обсаженных стволах скважин, такие как способы и перфорирующие инструменты, которые описаны, например, в патентах США № 5195588, № 5692565, № 5746279, № 5779085, № 5687806 и № 6119782, которые все принадлежат тому же заявителю.

В патенте '588 на имя Dave описан скважинный инструмент для опробования пласта, который может обеспечить повторную герметизацию отверстия или перфорации в стенке обсаженного ствола скважины. В патенте № 5692565 на имя MacDougall и др. описан скважинный инструмент с одним долотом на гибкой колонне, предназначенный для бурения множества отверстий в обсаженном стволе скважины, отбора проб через множество отверстий обсаженного ствола скважины и последующей герметизации данных отверстий. В патенте № 5746279 на имя Havlinek и др. описаны устройство и способ преодоления ограничений, связанных со сроком службы: долота, посредством транспортировки множества долот, каждое из которых используется для бурения только одного отверстия. В патенте № 5687806 на имя Salwasser и др. описан способ увеличения нагрузки на долото, подаваемой на долото на гибкой колонне посредством использования гидравлического поршня.

Другая технология перфорирования описана в патенте США № 6167968, переуступленном компании Penetrators Canada. В этом патенте раскрыта довольно сложная перфорирующая система, предусматривающая использование фрезерного долота для сверления стальной обсадной колонны и шарошечного долота (долота для бурения твердых пород) на гибком валу, предназначенного для бурения пласта и цемента.

Несмотря на такие достижения в системах для оценки параметров пластов и перфорирования, существует необходимость в скважинном инструменте, который способен перфорировать боковую стенку ствола скважины и выполнять заданные операции по оценке параметров пласта. Такая система также предпочтительно выполнена с системой из зонда/пакера, способной обеспечить опору для перфорирующего инструмента, и/или с возможностью откачивания для всасывания текучей среды в скважинный инструмент. Кроме того, желательно, чтобы данная комбинированная система для перфорирования и оценки параметров пласта была снабжена системой долот, выполненной с возможностью даже долговременного использования и приспосабливаемой для работы в условиях различных стволов скважин, таких как обсаженные или необсаженные стволы скважин. Кроме того, желательно, чтобы в такой системе был предусмотрен узел с зондом/пакером, при использовании которого возникает меньше проблем, связанных с различным "прилипанием" корпуса инструмента к стенке ствола скважины, и который уменьшает риск повреждения зондового узла во время перемещения. Кроме того, желательно, чтобы такая система обладала способностью выполнять перфорацию, проходящую на избирательное расстояние в пласт, достаточное для того, чтобы достичь места за той зоной, находящейся непосредственно вокруг ствола скважины, проницаемость которой могла быть изменена, снижена или ухудшена вследствие воздействий, вызванных бурением ствола скважины, включая закачивание и проникновение буровых растворов.

В соответствии с настоящим изобретением создано устройство для определения характеристик подземного пласта, содержащее корпус инструмента, выполненный с возможностью перемещения в стволе скважины, проходящем в подземный пласт, зондовый узел, переносимый корпусом инструмента и предназначенный для изоляции зоны стенки ствола скважины, исполнительный механизм, предназначенный для перемещения зондового узла между отведенным положением, предназначенным для перемещения корпуса инструмента, и развернутым положением, предназначенным для изоляции зоны стенки ствола скважины, и перфоратор, проходящий через зондовый узел, предназначенный для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины и способный проходить через, по меньшей мере, одно из упрочненного пласта, обсадной колонны или цемента, источник энергии, расположенный в корпусе инструмента и соединенный с перфоратором для управления перфоратором, и отводную линию, проходящую через часть корпуса инструмента и сообщенную с, по меньшей мере, одним из следующих элементов: перфоратором, исполнительным механизмом, зондовым узлом и их комбинацией для всасывания пластовой текучей среды в корпус инструмента, и насос, расположенный в корпусе инструмента и предназначенный для втягивания пластовой текучей среды в корпус инструмента через отводную линию.

Устройство может дополнительно содержать отборную камеру, расположенную в корпусе инструмента и предназначенную для приема пластовой текучей среды из насоса.

Устройство может дополнительно содержать измерительный прибор, расположенный в корпусе инструмента и предназначенный для анализа пластовой текучей среды, втянутой в корпус инструмента посредством отводной линии и насоса.

Корпус инструмента может быть приспособлен для спуска в скважину на канате или на бурильной колонне.

Зондовый узел может входить в изолирующий контакт с областью стенки ствола скважины вблизи одной стороны корпуса инструмента.

Устройство может дополнительно содержать анкерную систему, предназначенную для создания опоры для корпуса инструмента у зоны стенки ствола скважины, противоположной одной стороне корпуса инструмента.

Зондовый узел может содержать по существу жесткую плиту и сжимаемый пакерный элемент, смонтированный на плите. Исполнительный механизм может содержать множество поршней, присоединенных к плите зонда для перемещения зондового узла между отведенным и развернутым положениями, и регулируемый источник энергии, предназначенный для приведения в действие поршней. Регулируемый источник энергии может содержать гидравлическую систему.

Перфоратор может содержать, по меньшей мере, одну гибкую бурильную колонну, имеющую буровое долото, присоединенное к ее концу и предназначенную для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины, и узел бурового двигателя, предназначенный для приложения крутящего момента и усилия для сообщения поступательного перемещения бурильной колонне.

Перфоратор может дополнительно содержать трубчатую направляющую, предназначенную для направления траектории поступательного перемещения бурильной колонны для обеспечения по существу нормальной траектории проходки бурового долота через стенку ствола скважины.

Трубчатая направляющая может быть образована каналом, проходящим через часть корпуса инструмента. Трубчатая направляющая может включать выступающую вбок часть корпуса инструмента, через которую проходит канал. Трубчатая направляющая может включать по существу жесткую трубчатую часть зондового узла, концентрично расположенную относительно части канала.

Перфоратор может содержать, по меньшей мере, один из следующих элементов: заряд взрывчатого вещества, гидравлический пробойник, колонковое долото и их комбинацию.

Согласно другому варианту выполнения устройство для определения характеристик подземного пласта содержит корпус инструмента, выполненный с возможностью перемещения в стволе скважины, проходящем в подземный пласт, зондовый узел, переносимый корпусом инструмента и предназначенный для изоляции зоны стенки ствола скважины, исполнительный механизм, предназначенный для перемещения зондового узла между отведенным положением, предназначенным для перемещения корпуса инструмента, и развернутым положением, предназначенным для изоляции зоны стенки ствола скважины, и перфоратор, проходящий через зондовый узел, предназначенный для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины и содержащий, по меньшей мере, одну гибкую бурильную колонну, имеющую буровое долото, присоединенное к ее концу и предназначенное для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины, и узел бурового двигателя, предназначенный для приложения крутящего момента и усилия для сообщения поступательного перемещения бурильной колонне, гибкую трубчатую направляющую, предназначенную для направления траектории поступательного перемещения бурильной колонны для обеспечения по существу нормальной траектории проходки бурового долота через стенку ствола скважины и соединенную одним концом с узлом бурового двигателя и другим концом с другим концом зондового узла.

Согласно еще одному варианту выполнения устройство для определения характеристик подземного пласта содержит корпус инструмента, выполненный с возможностью перемещения в стволе скважины, проходящем в подземный пласт, зондовый узел, переносимый корпусом инструмента и предназначенный для изоляции зоны стенки ствола скважины, исполнительный механизм, предназначенный для перемещения зондового узла между отведенным положением, предназначенным для перемещения корпуса инструмента, и развернутым положением, предназначенным для изоляции зоны стенки ствола скважины, и перфоратор, проходящий через зондовый узел и предназначенный для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины, при этом перфоратор способен проходить через, по меньшей мере, одно из упрочненного пласта, обсадной колонны или цемента, источник энергии, расположенный в корпусе инструмента и соединенный с перфоратором для управления перфоратором, и измерительный прибор, расположенный в корпусе инструмента и предназначенный для анализа пластовой текучей среды, втянутой в корпус инструмента посредством отводной линии и насоса.

Для обеспечения возможности понимания вышеприведенных признаков и преимуществ настоящего изобретения более конкретное описание изобретения, сущность которого была кратко изложена выше, ниже представлено со ссылками на варианты его осуществления, которые проиллюстрированы на приложенных чертежах. Однако следует отметить, что приложенные чертежи иллюстрируют только типовые варианты осуществления данного изобретения, и поэтому их не следует рассматривать как ограничивающие его объем, поскольку изобретение может допускать другие, в равной степени эффективные варианты осуществления.

Фиг.1А-1B представляют схематические виды опробователя пластов по предшествующему уровню техники, предназначенного для использования в необсаженных стволах скважин.

Фиг.2 представляет собой схематический вид опробователя пластов по предшествующему уровню техники, предназначенному для использования в обсаженных стволах скважин.

Фиг.3 представляет схематический вид усовершенствованного опробователя пластов, предназначенного для использования в необсаженных стволах скважин или обсаженных стволах скважин в соответствии с настоящим изобретением.

Фиг.4А-4В представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды одного варианта осуществления развертываемого зондового узла в соответствии с одним аспектом настоящего изобретения.

Фиг.5А-5В представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды второго варианта осуществления развертываемого зондового узла.

Фиг.6А-6В представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды третьего варианта осуществления развертываемого зондового узла.

Фиг.7 представляет подробный, частично выполненный с разрезом вид четвертого варианта осуществления развертываемого зондового узла.

Фиг.8 представляет схематический вид усовершенствованного опробователя пластов, в котором используются сдвоенные накачиваемые пакеры в соответствии с другим аспектом настоящего изобретения.

Фиг.9А, 9В и 9С представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды одного варианта осуществления узла с двумя долотами, предназначенного для перфорирования стенок обсаженного ствола скважины в соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения.

Фиг.10А, 10В и 10С представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды второго варианта осуществления узла с двумя долотами, предназначенного для перфорирования стенок обсаженного ствола скважины.

Фиг.11А, 11B и 11С представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды третьего варианта осуществления узла с двумя долотами, предназначенного для перфорирования стенок обсаженного ствола скважины.

Фиг.12А, 12В и 12С представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды четвертого варианта осуществления узла с двумя долотами, предназначенного для перфорирования стенок обсаженного ствола скважины.

На фиг.2 изображен перфорирующий инструмент 212 для оценки параметров пласта. Инструмент 212 подвешен на кабеле 213 внутри стальной обсадной колонны 211. Колонна 211 покрывает ствол 210 скважины и закреплена цементом 210b. Ствол 210 скважины, как правило, заполнен раствором для заканчивания скважины или водой. Длина кабеля по существу определяет глубину, на которую инструмент 212 может быть спущен в ствол скважины. Глубиномеры могут определить смещение кабеля на опорном механизме (например, на шкиве) и определяют конкретную глубину, на которой находится каротажный инструмент 212. Длину кабеля регулируют с помощью соответствующего известного средства на поверхности, такого как механизм, включающий барабан и лебедку. Глубину также можно определять с помощью электрических датчиков, ЯМР-датчиков или других датчиков, которые соотносят глубину с предыдущими измерениями, выполненными в скважине или для обсадной колонны скважины. Кроме того, электронные схемы (непоказанные) на поверхности представляют собой схемы для обеспечения связей управления и обработки данных для каротажного инструмента 212. Схемы могут представлять собой схемы известного типа и необязательно должны иметь новые признаки (элементы).

Инструмент 212, показанный на фиг.2, имеет в основном цилиндрический корпус 217, выполненный с продольной полостью 228, которая окружает внутренний корпус 214 и электронную аппаратуру. Анкерные (распорные) поршни 215 поджимают пакер 217b инструмента к обсадной колонне 211, при этом они обеспечивают образование герметичного уплотнения между инструментом и обсадной колонной и служат для удерживания инструмента в неподвижном состоянии.

Внутренний корпус 214 содержит средство для перфорирования, средство для опробования и отбора проб и средство для закупоривания. Внутренний корпус 214 перемещается вдоль оси инструмента (вертикально) через полость 228 с помощью поршня 216, который предназначен для обеспечения поступательного перемещения корпуса и прикреплен к части корпуса 217, но также расположен в полости 228. Данное перемещение внутреннего корпуса 214 обеспечивает в соотве