Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта

Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится раскрытие

В общем, настоящее раскрытие относится к отбору проб пластовых флюидов и более конкретно к способам и устройствам для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта.

Предпосылки создания изобретения

Неглубоко залегающие подземные углеводородсодержащие пласты, которые обычно находятся на глубине меньше тысячи метров от поверхности, часто содержат тяжелую нефть. Температуры и гидростатические давления, соответствующие этим неглубоко залегающим пластам, часто ниже 100°С и 30 МПа, соответственно. Геологическая служба США относит нефть к категории тяжелой нефти на основании плотности и вязкости флюида. В частности, в соответствии с определением геологической службы США умеренно тяжелая нефть имеет плотность от 903 до 946 кг/м³, что соответствует плотности в градусах Американского нефтяного института (АНИ) от 25 до 18, и вязкость от 10 до 100 мПа·с. В условиях коллектора такая умеренно тяжелая нефть обычно является подвижной. Кроме того, в соответствии с определением геологической службы США сверхтяжелая нефть имеет плотность от 944 до 1021 кг/м³, что соответствует плотности в градусах Американского нефтяного института (АНИ) от 20 до 7, и вязкость от 100 до 10000 мПа·с. В условиях коллектора такая сверхтяжелая нефть обычно не является подвижной. Вязкость тяжелой нефти, например упомянутая выше, в сочетании с проницаемостью пласта, содержащего тяжелую нефть, определяет подвижность тяжелой нефти. В свою очередь, подвижность тяжелой нефти может оказывать существенное влияние на способы, необходимые для отбора пробы и добычи тяжелой нефти из пласта.

При отборе пробы тяжелой нефти из пласта желательно и часто необходимо, чтобы проба была химически репрезентативной относительно флюида (а именно репрезентативной относительно составных компонентов и молярной доли) в пласте, из которого извлекают пробу. Поэтому предпочтительно, чтобы проба была по существу свободна от загрязнителей, таких как буровой раствор или фильтрат, или же должна оставаться по существу химически неизменной в процессе отбора пробы. Проба, которая точно представляет характеристики флюида в пласте, позволяет определять надлежащую стратегию добычи. Однако процессы отбора проб могут вызывать и часто делают это необратимые существенные изменения в углеводородном флюиде, отбираемом из пласта, вследствие чего значительно возрастает трудность выбора соответствующей стратегии добычи.

На практике, в способах отбора проб пластового флюида обычно должны преодолеваться ограничения, связанные с подвижностью флюида, типом пласта, нежелательными фазовыми переходами, пластом из эмульсий или иных смесей с другими фазами (например, с погребенной водой) и т.д. В случае отбора проб тяжелой нефти упомянутые выше ограничения иногда усугубляют трудности, поскольку тяжелую нефть часто находят в неуплотненных (например, песчаных) пластах, и часто тяжелая нефть не является в достаточной степени подвижной, чтобы можно было отбирать пробы, используя пробоотборник, имеющий зондовый узел, который контактирует со стенкой ствола скважины. Более конкретно насосы пробоотборника обычно обеспечивают минимальную скорость откачивания потока флюида около 0,1 см³/с, при которой с учетом относительно низкой подвижности тяжелого флюида на протяжении пласта могут возникать относительно большие падения давления, которые могут приводить к образованию эмульсий и/или обрушению пласта, или фазовому переходу флюида.

Сущность изобретения

В соответствии с одним осуществлением изобретения предложен способ отбора проб флюида из подземного пласта, при котором располагают первый прибор, имеющий подогреватель, в стволе скважины так, что подогреватель прилегает к участку подземного пласта, подогревают подогревателем участок подземного пласта, перемещают первый прибор в стволе скважины; располагают второй прибор, имеющий пробоотборное впускное отверстие, в стволе скважины так, что пробоотборное впускное отверстие сообщено с участком подземного пласта, подогретого подогревателем, и отбирают через пробоотборное впускное отверстие пробу флюида из участка подземного пласта, подогретого подогревателем.

В соответствии с другим осуществлением изобретения предложена система для подогрева и получения проб тяжелой нефти из подземного пласта, содержащая первый прибор, второй прибор и модуль ориентации. Первый прибор включает в себя нагревательный модуль для передачи тепловой энергии к участку подземного пласта и блок управления подогревом для регулирования тепловой энергии, создаваемой нагревательным модулем. Второй прибор включает в себя пробоотборное впускное отверстие. Модуль ориентации выполнен с возможностью управления ориентацией впускного отверстия относительно подземного пласта.

Краткое описание чертежей

На чертежах показано следующее:

фиг.1 - изображает вид варианта скважинного прибора для подогрева пласта, который развернут в стволе скважины для подогрева участка подземного пласта, предназначенного для отбора пробы тяжелой нефти;

фиг.2 - более детализированный вид прибора для подогрева из фиг.1;

фиг.3а - вид варианта прибора для отбора проб из пласта, который может быть использован для получения пробы тяжелой нефти из предварительно подогретого объема пласта;

фиг.3b - вид другого варианта прибора для отбора проб из пласта, который может быть использован для получения пробы тяжелой нефти из предварительно подогретого объема пласта;

фиг.4 - более детализированный вид варианта пробоотборного модуля, показанного на фиг.3а;

фиг.5 - блок-схему последовательности стадий варианта способа для подогрева подземного пласта;

фиг.6 - блок-схему последовательности стадий варианта способа отбора пробы пластового флюида из предварительно подогретой площади подземного пласта;

фиг.7а - вид варианта приборной колонны, включающей в себя прибор для подогрева и отдаленный прибор для отбора проб, в положении подогрева;

фиг.7b - вид варианта приборной колонны из фиг.7а в положении отбора пробы;

фиг.8a-8b - виды другого варианта колонны, включающей в себя прибор для подогрева и отдаленный прибор для отбор проб, которая может быть использована для обеспечения подвижности и получения проб тяжелой нефти;

фиг.9 - блок-схему последовательности стадий варианта способа обеспечения подвижности и отбора проб пластового флюида.

Подробное описание

Некоторые примеры показаны на обозначенных выше чертежах и подробно описываются ниже. При описании этих примеров одинаковые или идентичные позиции используются для обозначения одинаковых или подобных элементов. Чертежи необязательно представлены в масштабе, и для ясности и/или выразительности некоторые признаки и некоторые виды на чертежах могут быть показаны в преувеличенном масштабе или схематически.

В общем, примерные способы и устройства, описанные в настоящей заявке, можно использовать для облегчения отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта. Используемый на протяжении всего описания термин «тяжелая нефть» не предполагается ограничивающим объем заявки, а по соображениям краткости будет использоваться для обозначения всех разновидностей нефтей, включая тяжелую нефть, умеренно тяжелую нефть, сверхтяжелую нефть и битум. Как описано более подробно ниже, в вариантах способа и устройств используется скважинный прибор, имеющий подогреватель для повышения температуры участка пласта, вследствие чего снижается вязкость флюида в пласте, так что он может быть опробован испытателем пласта. В частности, в описанных вариантах узел скважинного прибора, имеющий подогреватель или нагревательный элемент, сцепляется со стенкой ствола скважины или находится вблизи нее в области, связанной с пластом, из которого должна быть получена проба флюида. Для снижения вязкости флюида и, тем самым, повышения подвижности флюида в подогреваемом объеме пласта подогреватель удерживают в контакте со стенкой буровой скважины в течение времени, достаточного для повышения температуры объема пласта.

После подогрева пласта в достаточной степени определяют или уточняют место внутри ствола скважины, соответствующее подогретому объему пласта. Например, глубину и ориентацию подогревателя и следовательно, подогретого участка пласта определяют или уточняют и запоминают для обращения к ним впоследствии. Затем скважинный прибор, снабженный подогревателем, перемещают в стволе скважины, а прибор для отбора проб, ранее размещенный в стволе скважины, располагают внутри ствола скважины так, чтобы пробоотборный зонд (зонды) прибора для отбора проб установился в положение извлечения пробного флюида из предварительно подогретого объема пласта. Предварительный подогрев прибора для отбора проб минимизирует любое охлаждающее действие, которое прибор может оказывать на отбираемый флюид, и, тем самым, способствует протеканию отбираемого флюида внутри прибора для отбора проб. Кроме того, предпочтительно позиционировать прибор для отбора проб, используя более раннюю сохраненную информацию об ориентации подогревателя, чтобы пробоотборный зонд (зонды) можно было точно позиционировать на глубине и в ориентации, при которых обеспечивается возможность контакта зонда (зондов) со стенкой буровой скважины в области пласта, которая была предварительно подогрета. После этого прибор для отбора проб извлекает флюид из подогретого участка или объема пласта, и когда отбор пробы завершается, прибор может быть поднят на поверхность для выполнения анализа отобранной тяжелой нефти. В качестве варианта флюид можно анализировать в скважинном приборе, и тогда не требуется доставлять его на поверхность.

Вариантами способа и устройства, описанными в настоящей заявке, обеспечивается процесс отбора проб, который не изменяет безвозвратно характеристики (а именно характеристики углеводорода) пробного флюида. В результате примерные способы и устройства можно использовать для получения проб тяжелой нефти, которые точно представляют тяжелые нефти в подземных пластах, вследствие чего соответствующие или оптимальные стратегии добычи можно выбирать и использовать для извлечения тяжелых нефтей на поверхность. Для облегчения отбора пробы тяжелой нефти в одном известном приборе для отбора проб, описанном в патенте США №6941804, для подогрева пласта использовано нагревательное устройство, расположенное на приборе для отбора проб или встроенное в него (например, вблизи пробоотборного зонда). Однако в отличие от этого известного устройства для отбора проб и других известных способов и устройств, в которых предусмотрен только подогреваемый пробоотборный зонд, в предпочтительных способах и устройствах, описанных в настоящей заявке, системы подогрева пласта и отбора проб разделены (например, выполнены в виде двух отдельных приборов), вследствие чего обеспечивается возможность более оптимального управления операциями подогрева и отбора пробы в случае пластов, содержащих тяжелую нефть. Кроме того, разделение систем подогрева пласта и отбора проб может обеспечить лучшую защиту элементов отбора проб, которые являются чувствительными к высоким температурам, таких как эластомерные уплотняющие детали зонда. Более того, при наличии отдельных приборов для подогрева и отбора проб обеспечивается модульность скважинной приборной колонны, что при желании позволяет реализовывать различные конфигурации колонны при ограниченном количестве приборных средств.

На фиг.1 показан вариант скважинного прибора 100 для подогрева пласта, который развернут (например, спущен) в стволе 102 скважины для подогрева участка или объема подземного пласта F, из которого должна быть получена проба тяжелой нефти. Прибор 100 для подогрева пласта показан в виде спускаемого на кабеле каротажного прибора и поэтому его спускают в ствол 102 скважины на кабеле 104, который выдерживает массу прибора 100 и включает в себя электрические провода или дополнительные кабели для передачи энергии, управляющих сигналов, несущих информацию сигналов и т.д. между прибором 100 для подогрева пласта и блоком 106 электроники и обработки на поверхности вблизи буровой скважины 102.

Прибор 100 для подогрева пласта включает в себя множество секций, модулей или частей, обычно называемых субблоками, предназначенных для выполнения различных функций. Более конкретно прибор 100 для подогрева пласта включает в себя секцию подогревателя или нагревательный модуль 108, который, как описано более подробно ниже, прилагает регулируемое количество тепловой энергии (например, с регулируемой температурой в течение заданного времени) к пласту F, чтобы осуществить подогрев объема пласта F, из которого должна извлекаться проба тяжелой нефти.

Прибор 100 для подогрева пласта может также включать в себя пакеры 110 и 112. Один или оба пакера 110 и 112 можно использовать для отведения скважинного флюида (например, бурового раствора) с участка буровой скважины 102, чтобы минимизировать или исключить перенос теплоты на расстояние от площади пласта F, подогреваемой нагревательным модулем 108. Например, оба пакера 110 и 112 можно расширять для гидравлической изоляции секции буровой скважины, занятой нагревательным модулем 108. Поэтому в случае нагревательного модуля 108, совмещенного с секцией ствола 102 скважины, соответствующей пласту F, гидравлически изолированный нагревательный модуль 108 также гидравлически изолирует участок пласта F, подлежащий подогреву, тем самым, позволяя нагревательному модулю 108 подводить по существу всю свою тепловую энергию к пласту F. Использование одного или обоих пакеров 110 и 112 для гидравлической изоляции площади пласта F, подлежащего подогреву, минимизирует или предотвращает отведение тепловой энергии, создаваемой нагревательным модулем 108, на другие участки ствола 102 скважины посредством скважинного флюида.

Для извлечения скважинного флюида из области, изолированной одним или обоими пакерами 110 и 112, прибор 100 для подогрева включает в себя один или несколько насосных модулей 114. Насосный модуль 114 может включать в себя один или несколько гидравлических двигателей, электродвигателей, клапанов, отводных линий и т.д. для обеспечения возможности удаления скважинного флюида из выбранной области ствола 102 скважины, окружающей часть прибора 100 для подогрева.

Для определения местоположения или положения прибора 100 для подогрева в ствол 102 скважины прибор 100 для подогрева включает в себя детектор 116 положения. Детектор 116 положения может обнаруживать глубину и ориентацию (например, поворот или угловое положение) прибора 100 для подогрева внутри ствола 102 скважины. Детектор 116 положения можно реализовать, используя, например, один или несколько магнитометров или инклинометр общего назначения, поставляемый Schlumberger Technology Corporation. В качестве варианта детектор 116 положения можно выполнить с возможностью предоставления информации, относящейся только к ориентации прибора 100 для подогрева, а глубину расположения прибора 100 в стволе 102 скважины можно в качестве варианта определять, используя любой известный способ определения глубины, например, такой как гамма-каротаж, маркировка кабеля или любой другой способ определения или измерения длины кабеля 104, протянутого с поверхности в стволе 102 скважины.

Для обеспечения передачи энергии, сигналов связи, управляющих сигналов и т.д. между поверхностью (например, к блоку 106 электроники и обработки и с него) и различными секциями или модулями, образующими прибор 100 для подогрева, прибор 100 включает в себя модуль 118 электроники. Модуль 118 электроники можно использовать, например, для передачи информации о положении, предоставляемой детектором 116 положения, на блок 106 электроники и обработки, что позволяет оператору и/или системе на поверхности определять местоположение или положение нагревательного модуля 108 в стволе 102 скважины. В частности, информацию о положении можно использовать для совмещения нагревательного модуля 108 с пластом F и, как описано более подробно ниже, впоследствии можно использовать для позиционирования прибора для отбора проб и его пробоотборного зонда (зондов) в по существу том же самом положении относительно пласта F, предварительно подогретого нагревательным модулем 118. Кроме того, электроника 118 может управлять работой насосного модуля 114 в сочетании с управлением пакерами 110 и/или 112 для, например, гидравлической изоляции участка ствола 102 скважины, чтобы содействовать подогреву участка пласта F.

Как показано на фиг.1, прибор 100 для подогрева также может включать в себя тепловой отражатель 120 и дугообразную пружину 122. Тепловой отражатель 120 прикреплен к боковой поверхности прибора 100, так что теплота, подводимая нагревательным модулем 108 к стенке 123 ствола 102 скважины, отражается и/или фокусируется на боковую поверхность прибора 100, которая находится в контакте с подогреваемым участком пласта F. Предпочтительно, но не обязательно, выполнять тепловой отражатель 120 так, чтобы он имел криволинейную форму, которая является дополнительной к форме прибора 100 для подогрева. Кроме того, тепловой отражатель 120 может иметь такой размер, чтобы охватывать около 90° или больше наружной окружности прибора 100 для подогрева и продолжаться на протяжении по меньшей мере длины участка нагревательного модуля 108 прибора 100 для подогрева. Однако различные другие геометрии и/или размеры можно использовать для эффективного отражения теплоты, образуемой нагревательным модулем 108, обратно на участок стенки 123 буровой скважины, подогреваемый нагревательным модулем 108. Дугообразная пружина 122 расположена на приборе 100 для подогрева вблизи отражателя 120, чтобы осуществлять ориентацию прибора 100 для подогрева по отношению к стенке или приводить в контакт со стенкой 123 буровой скважины 102 и, следовательно, приводить нагревательный модуль 108 в зацепление или контакт с подогреваемой площадью пласта F. Хотя примерный прибор 100 для подогрева показан имеющим одну дугообразную пружину 122, можно использовать дополнительные дугообразные пружины и/или можно использовать другие механизмы или средства для гарантии зацепления или контакта нагревательного модуля 108 со стенкой 123 ствола 102 скважины на площади пласта F. Кроме того, хотя примерный прибор 100 для подогрева показан развернутым в стволе 102 скважины в виде спускаемого на кабеле скважинного устройства, в качестве варианта или дополнительно прибор 100 для подогрева можно развернуть в бурильной колонне, используя гибкую трубу, или можно использовать любой другой известный способ развертывания прибора в буровой скважине. Более того, прибор 100 для подогрева можно реализовать, видоизменив один или несколько существующих приборов. Например, любое из двух или оба: устройство для плавления гидратов и устройство для закрытия отверстия в обсадной колонне через насосно-компрессорные трубы, поставляемые фирмой Schlumberger Technology Corporation, можно модифицировать для реализации возможностей и функций примерного прибора 100 для подогрева из фиг.1.

На фиг.2 представлен более детализированный вид прибора 100 для подогрева, показанного на фиг.1. Нагревательный модуль 108 включает в себя нагревательный элемент 200, блок 202 управления нагревательным элементом и датчик 204 температуры, все они в процессе работы соединены для осуществления подогрева площади или объема пласта (например, пласта F) до заданной температуры для снижения вязкости и повышения подвижности флюида, подлежащего отбору из пласта F. Нагревательный элемент 200 можно реализовать, используя, например, один или несколько резистивных проводов, которые, например, можно намотать вокруг внутренней или внешней поверхности примерного прибора 100 на участке нагревательного модуля 108. Провода, используемые для реализации нагревательного элемента 200, могут быть аналогичны используемым в устройстве для плавления гидратов и устройств для закрытия отверстия в обсадной колонне, поставляемых Schlumberger Technology Corporation. В качестве варианта или дополнительно теплота, создаваемая нагревательным модулем, может быть образована с помощью электрического удельного сопротивления пласта F, высокочастотной индукции, ультразвука или химической реакции. Также предполагается, что горячая текучая среда, например, такая как пар, может быть передана с поверхности к модулю 108 для подогрева пласта F.

Датчик 204 температуры можно реализовать, используя любое подходящее, чувствительное к температуре устройство и установив на приборе 100 для подогрева для измерения температуры подогреваемого пласта и/или температуру нагревательного элемента 200. Датчик 204 температуры передает сигналы (например, изменения значения сопротивления) на блок 202 управления нагревательным элементом, который, в свою очередь, управляет тепловой энергией, создаваемой нагревательным элементом 200. Например, на основании сигналов, принимаемых с датчика 204 температуры (например, основанных на температуре участка стенки 123 ствола скважины, соответствующей площади подогреваемого пласта), блок 202 управления нагревательным элементом изменяет тепловую энергию, создаваемую нагревательным элементом 200. В некоторых примерах блок 202 управления нагревательным элементом может обеспечивать непрерывно изменяющийся ток или напряжение для нагревательного элемента 200, может осуществлять импульсную модуляцию по существу фиксированного пикового тока или напряжения для нагревательного элемента 200 или может изменять электрическую энергию, подводимую к нагревательному элементу 200, или любым другим способом повышать или понижать тепловую энергию, создаваемую нагревательным элементом 200. Путем управления тепловой энергией, создаваемой нагревательным элементом 200, на основании температуры, измеряемой датчиком 204 температуры, блок 202 управления нагревательным элементом может управлять градиентом температуры, воздействию которого подвергается пласт, вследствие чего минимизируется или предотвращается возможность нарушения пласта F за счет образования горячих трещин и/или ухудшения характеристик флюида, подлежащего отбору. Теплопроводность пласта F может быть относительно низкой, что влечет за собой медленное распространение температуры через пласт F. Поэтому путем управления температурой участка стенки 123 ствола скважины, связанной с подогреваемой площадью пласта F, максимальный градиент температуры, воздействию которого подвергается пласт F, можно регулировать или ограничивать для предотвращения любого повреждения (например, образования горячих трещин) в пласте F.

Блок 202 управления нагревательным элементом может вызывать подогрев и/или сигналы, принимаемые с модуля 118 электроники по линиям 206 сигналов, могут побуждать блок 202 управления нагревательным элементом к подогреву пласта F в течение заданного периода времени. В общем случае при более длительном времени подогрева температура большего объема пласта F повышается до температуры, при которой облегчается извлечение тяжелой нефти из пласта F. В некоторых случаях при подогреве пласта в течение нескольких часов температура объема пласта повышается на 50°, что позволяет извлечь около 1 л тяжелой нефти. Однако время, необходимое для подогрева пласта, зависит от многих факторов, например, таких как свойства (например, теплоемкость, вязкость, зависимость вязкости от температуры, плотность и т.д.) тяжелой нефти, подлежащей извлечению, характеристики (например, теплоемкость, теплопроводность, плотность, температуропроводность, проницаемость и т.д.) пласта, из которого тяжелая нефть должна быть извлечена, мощность или максимальная тепловая энергия, которая может быть отдана нагревательным модулем 108, максимальный безопасный термический градиент, воздействию которого может быть подвергнут пласт, размер или объем необходимой пробы (а именно для получения большей пробы может потребоваться подогрев большего объема пласта) и т.д. Повышение температуры должно контролироваться с тем, чтобы флюид сохранялся однофазным и не допускался переход через температуру начала кипения и в двухфазную область.

На фиг.3а показан вариант прибора 300 для отбора проб из пласта, который можно использовать после прогрева площади или объема пласта F для получения пробы тяжелой нефти из подогретого объема пласта F. Для осуществления отбора флюида из пласта F прибор 300 для отбора проб включает в себя пробоотборный модуль 302. Пробоотборный модуль 302 включает в себя выдвижной пробоотборный узел 304 (показанный в выдвинутом положении), имеющий пакер или зонд 305, расположенный на конце, для извлечения флюида из пласта F, и выдвижной анкерный элемент 306 (показанный в выдвинутом положении) для закрепления прибора 300 и зонда 305 в положении контакта с пластом F. Предпочтительно, чтобы зонд 305 был зондом Quicksilver™, поставляемым Schlumberger Technology Corporation. Однако вместо него можно использовать любой другой пробоотборный зонд или зонды с одним или двумя впускными отверстиями (то есть защитного типа) или пробоотборный модуль с расширяющимся пакером. Прибор 300 для отбора проб также может включать в себя пакеры 308 и 310, один из которых или оба можно использовать для гидравлической изоляции участка буровой скважины 102, модуль 312 обнаружения положения, модуль 314 обнаружения температуры стенки буровой скважины, модуль 316 позиционирования прибора и электронику 318. Как показано на фиг.3а, прибор 300 для отбора проб подвешивают или развертывают в буровой скважине 102 на кабеле 320, который соединен с блоком 322 электроники и обработки на поверхности. Кабель 320 может включать в себя многочисленные кабели и/или провода, чтобы обеспечивалась прочность для выдерживания массы прибора 300 и для передачи энергии, сигналов связи, командных сигналов и т.д. между блоком 322 электроники и обработки и прибором 300 для отбора проб. Когда пласт имеет значительное количество погребенной воды, зонд Quicksilver™ является предпочтительным, поскольку более подвижная водная фаза может быть выкачана через защитный (наружный) зонд, тогда как менее подвижная нефть через внутренний (отборный) зонд.

Пробоотборный модуль 302 может также включать в себя датчик 324 температуры для определения температуры стенки 123 ствола 102 скважины. Путем обнаружения температуры стенки 123 ствола 102 скважины прибор 300 для отбора проб и/или и блок 322 электроники и обработки могут определять местоположение участка пласта F, предварительно подогретого прибором 100 для подогрева. В свою очередь, после обнаружения участка пласта F, который был предварительно подогрет прибором 100, может быть определено местоположение впускного отверстия пробоотборного зонда 305 (например, путем незначительного перемещения прибора 300 для отбора проб вниз на расстояние, примерно равное пространству между датчиком 324 температуры и впускным отверстием пробоотборного зонда 305), по отношению к подогретому участку пласта F, чтобы осуществлять извлечение из него пробы флюида. Дополнительно или в качестве варианта модуль 314 обнаружения температуры стенки ствола 102 скважины может включать в себя множество выдвижных пальцев, рычагов или зондов 326 и 328 для контакта со стенкой 123 ствола 102 скважины, при этом на концах рычагов 326 и 328 имеются соответствующие датчики 330 и 332 температуры. Таким образом, выдвижные пальцы, рычаги или зонды 326 и 328 можно использовать для определения местоположения участка стенки 123 ствола 102 скважины, предварительно подогретого прибором 100 для подогрева. После определения местоположения предварительно подогретого участка стенки 123 ствола 102 скважины прибор 300 может быть позиционирован (например, перемещен вниз на расстояние, примерно равное пространству между впускным отверстием пробоотборного зонда 305 и датчиками 330 и 332 температуры, и дополнительно повернут в положение, при котором отверстие зонда находится непосредственно напротив подогретого участка стенки), чтобы впускное отверстие зонда 305 было в контакте с участком стенки 123 буровой скважины, предварительно подогретым прибором 100 для подогрева. Хотя показаны только два выдвижных пальца, рычага или зонда 326 и 328, желательно иметь шесть таких пальцев, рычагов или зондов. Однако вместо этого можно использовать любое количество таких пальцев, рычагов или зондов. Примеры известных приборов, которые включают в себя многочисленные пальцы, рычаги или зонды, охватывают каверномеры PMIT-B™ и PMIT-C™ с большим количеством пальцев, поставляемые фирмой Schlumberger Technology Corporation. Хотя эти известные приборы выполнены с возможностью измерения радиальных расстояний внутри буровой скважины, такое выполнение можно модифицировать для включения датчиков температуры на конце (концах) одного или нескольких пальцев так, чтобы датчики температуры удерживались в контакте со стенкой 123 ствола 102 скважины. Используемые датчики температуры (например, исполнение датчиков 330 и 332) могут быть элементами, которые снабжены сопротивлением, которое изменяется в зависимости от температуры, инфракрасными приборами или любым другим подходящим чувствительным к температуре элементом (элементами).

Для позиционирования прибора 300 для отбора проб в стволе 102 скважины модуль 316 позиционирования прибора включает в себя множество устройств 334 и 336 позиционирования прибора, каждое из которых можно независимо приводить в действие или перемещать, чтобы вызывать поворот прибора 300 для отбора проб в стволе 102 скважины. Хотя на фиг.3а показаны два устройства 334 и 336 позиционирования прибора, вместо них можно использовать больше или меньше таких устройств позиционирования. Дополнительно или в качестве варианта прибор 300 для отбора проб можно позиционировать в стволе 102 скважины, используя другие или различные механизмы или способы, пригодные для геометрии, искривления и диаметра ствола 102 скважины. Например, в стволах скважин, имеющих по меньшей мере в некоторой степени овальную геометрию, каверномеры с приводом, такие как устройства 334 и 336 позиционирования прибора, можно использовать для позиционирования или ориентации прибора 300 для отбора проб. В случае буровых скважин, имеющих по существу круговую геометрию, можно использовать устройства поворота прибора и/или дугообразные пружины (непоказанные). Дугообразные пружины являются особенно полезными для вращения или поворота прибора 300 более чем на 45°. Когда диаметр прибора 300 только несколько меньше диаметра ствола 102 скважины, прибор 300 для отбора проб можно ориентировать, перемещая его вверх и вниз и тем самым создавая небольшие повороты прибора 300. В случае горизонтальных скважин прибор 300 для отбора проб соединяют с бурильной колонной, при этом можно использовать систему для сложных условий каротажа фирмы Schlumberger Technology Corporation и бурильную трубу, поворачиваемую для ориентации прибора 300 для отбора проб.

Для определения местоположения прибора 300 для отбора проб в стволе 102 скважины модулем 312 определения положения предоставляется информация о глубине и ориентации прибора. Например, в модуле 312 обнаружения положения могут использоваться магнитометры (например, из инклинометров общего назначения, поставляемых фирмой Schlumberger Technology Corporation) для обнаружения ориентации прибора 300 для отбора проб и могут дополнительно использоваться устройства гамма-каротажа для определения глубины прибора 300 для отбора проб. С модуля 312 определения положения информация о положении или местоположении прибора может непрерывно или периодически передаваться по линиям связи в модуль 318 электроники и по кабелю 320 в блок 322 электроники и обработки на поверхности. Таким образом, оператор или другой человек на поверхности может контролировать положение или местоположение прибора 300 для отбора проб, чтобы определять момент, когда впускное отверстие пробоотборного зонда 305 совмещается с участком пласта F, который был предварительно подогрет прибором 100 для подогрева. В качестве варианта или дополнительно информация о положении или местоположении прибора может использоваться блоком 322 электроники и обработки для автоматической корректировки глубины и/или ориентации прибора 300 для отбора проб, чтобы обеспечивать совмещение впускного отверстия пробоотборного зонда 305 с предварительно подогретым участком пласта F. В качестве варианта или дополнительно блок 322 электроники и обработки может быть модулем скважинного прибора, и он может включать в себя алгоритмы и способы для корректировки глубины и/или ориентации прибора 300 для отбора проб, чтобы обеспечивать совмещение впускного отверстия пробоотборного зонда 305 с предварительно подогретым участком пласта без необходимости в связи с поверхностью или связи с человеком или оператором на поверхности.

На фиг.3b показан другой примерный прибор 300' для отбора проб из пласта, который можно использовать после подогрева площади или объема пласта F, чтобы получать пробу тяжелой нефти из подогретого объема пласта F. Для отбора флюида из пласта F прибор 300' для отбора проб включает в себя пробоотборный модуль 302' или зондовый модуль. Пробоотборный модуль 302' включает в себя выдвижной пробоотборный узел 304' и зонд 305'. Зонд 305' представляет собой зонд с многочисленными впускными отверстиями или зонд с защитой, такой как зонд Quicksilver™, поставляемый фирмой Schlumberger Technology Corporation. Однако многочисленные впускные отверстия могут быть расположены на протяжении некоторого количества пакеров или зондов. Прибор 300' для отбора проб может также включать в себя модуль обнаружения положения, модуль обнаружения температуры стенки буровой скважины, модуль позиционирования прибора, электронику (непоказанную) и датчик 324' температуры, которые могут работать аналогично соответствующим модулям прибора 300 для отбора проб. Кроме того, прибор 300' может также включать в себя любые элементы и узлы, встречающиеся в приборе 300.

Как более ясно показано на фиг.3b, прибор 300' (и 300) может включать в себя один или несколько модулей 309 откачки, один или несколько модулей 303, несущих колбы для проб, и один или несколько скважинных модулей 307 анализа флюида. В частности, пробоотборный модуль 302' включает в себя первую отводную линию 311 и вторую отводную линию 313, соединенные по флюиду с наружной стороной прибора. Как показано на фиг.3b, каждая из отводных линий 311, 313 соединена с зондом 305', при этом первая отводная линия 311 расположена и выполнена для приема чистого пластового флюида, а вторая отводная линия 313 расположена и выполнена для приема загрязненного пластового флюида или воды. В качестве варианта первая отводная линия 311 может принимать загрязненный флюид, а вторая отводная линия 313 может принимать чистый пластовый флюид, или первая и вторая отводные линии 311, 313 могут принимать одни и те же флюиды или смеси флюидов. Расположенный на любой стороне пробоотборный модуль 302' может иметь модули 303, несущие колбы для проб, при этом модуль 303а расположен на верхней стороне пробоотборного модуля 302', а модуль 303b расположен на нижней стороне пробоотборного модуля 302'. Кроме того, пара скважинных модулей 307а и 307b анализа флюидов может быть расположена по каждую сторону модулей 303а и 303b, несущих колбы для проб, соответственно, за которыми следует пара модулей 309а и 309b откачки, расположенных по каждую сторону скважинных модулей 307а и 307b анализа флюидов, соответственно. Как таковые отводные линии 311, 313 могут быть расположены в каждом из модулей для обеспечения возможности сообщения с другими модулями и узлами, расположенными в них.

В этой конфигурации прибор 300' может быть выполнен с возможностью управления конфигурацией многочисленных отводных линий и, как будет рассмотрено более подробно ниже, подогрева отводной линии 311 и/или отводной линии 313. Например, пластовый флюид может быть перемещен по первой отводной линии 311 в модуль 303а, несущий колбу для пробы, при этом благодаря использованию клапанной системы (непоказанной) этот пластовый флюид может быть сохранен в одной или нескольких колбах 315 для пробы. Затем пластовый флюид можно ввести в скважинный модуль 307а анализа флюидов, где может быть выполнено измерение пластового флюида. Например, скважинные модули 307 анализа флюидов могут включать в себя один или несколько датчиков флюидов, включая, но без ограничения ими, датчик давления, оптический датчик, датчик вязкости, датчик плотности, датчик удельного сопротив