Устройство и способ управления потоком жидкости в скважинном инструменте

Устройство и способ управления потоком жидкости в скважинном инструменте

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Настоящее изобретение относится к системам скважинных инструментов и, более конкретно, к устройству и способам управления потоком жидкости в скважинном инструменте.

Эксплуатация и испытания скважины на продуктивном пласте связаны с бурением подземных формаций и мониторингом различных параметров формации. При бурении и мониторинге обычно используют скважинные инструменты, имеющие устройства, получающие электропитание и/или имеющие механический и/или гидравлический привод. Для подачи мощности на скважинные инструменты с помощью гидравлики для прокачки гидравлической жидкости используют насосные системы. Насосные системы могут предназначаться для откачки гидравлической жидкости из пласта и для закачки жидкости для создания конкретного давления и расхода, чтобы подать необходимую гидравлическую мощность. Насосными системами можно управлять, чтобы изменять давление на выходе и/или расход в соответствии с требованиями конкретного варианта применения. В некоторых иллюстративных вариантах насосные системы также можно использовать для откачки и перекачки пластового флюида из пласта. Скважинная колонна труб ( например, бурильная колонна, талевая колонна и пр.) может содержать одну или более насосную систему в зависимости от операций, выполняемых с помощью скважинной колонны труб. Традиционные насосные системы имеют ограничения по работе, заданные диапазоном величин расхода, в котором система может работать. Примеры насосных систем для скважинных инструментов, вводимых в скважину, проникающую в подземную формацию, можно найти в опубликованных заявках на патент США №№2005/0034871, 2006/0042793 и 2006/0168955. Другие примеры насосных систем для скважинных инструментов, вводимых в скважину, пробуренную в подземной формации, можно найти в работе "New Dual-Probe Wireline Formation Testing and Sampling tool Enables Real-Time Permeability and Anisotropy Measurements", SPE 59701, 21-23 March 2000 by Proett et all, или в брошюре Reservoir Characterization Instrument (Прибор для построения геологической модели месторождения), (RCI sm), которая выпущена в продажу компанией Baker Hughes, 2000.

В одном иллюстративном варианте раскрывается насосная система. Насосная система содержит устройство с гидравлическим приводом, имеющее по меньшей мере одну полость для приема гидравлической жидкости под давлением, и резервуар для хранения гидравлической жидкости. Первый и второй гидравлические насосы содержат впускное отверстие, сообщающееся с резервуаром, и выпускное отверстие, сообщающееся с этой по меньшей мере одной полостью. По меньшей мере с одним из первого и второго гидравлических насосов соединен по меньшей мере один двигатель. Дополнительно система содержит средство для селективного пропускания гидравлической жидкости от выпускного отверстия по меньшей мере одного из первого и второго насосов к по меньшей мере одной полости.

В другом варианте настоящего изобретения раскрывается способ закачивания. Способ содержит этапы, при которых создают устройство с гидравлическим приводом, содержащее по меньшей мере одну полость для приема гидравлической жидкости под давлением, создают насосную систему, имеющую резервуар для хранения гидравлической жидкости, первый гидравлический насос, впускное отверстие которого сообщается с резервуаром, а выпускное отверстие сообщается с полостью, и второй гидравлический насос, впускное отверстие которого сообщается с резервуаром, а выпускное отверстие сообщается с полостью; закачивают гидравлическую жидкость в полость первым насосом; выкачивают гидравлическую жидкость из резервуара вторым насосом; приводят в действие первый насос и второй насос по меньшей мере одним двигателем и селективно закачивают гидравлическую жидкость в полость вторым насосом.

В одном иллюстративном варианте раскрывается насосная система. Насосная система содержит устройство с гидравлическим приводом, имеющее по меньшей мере одну полость для приема гидравлической жидкости под давлением, и резервуар для хранения гидравлической жидкости. Первый гидравлический насос имеет первый рабочий диапазон, и его впускное отверстие сообщается с резервуаром, а выпускное отверстие сообщается с по меньшей мере одной полостью. Второй гидравлический насос имеет второй рабочий диапазон, существенно отличающийся от первого рабочего диапазона, и его впускное отверстие сообщается с резервуаром, а выпускное отверстие сообщается с по меньшей мере одной полостью, в которой второй насос выполнен с возможностью при включении прокачивать жидкость в первом направлении и по существу не прокачивать жидкость во втором направлении. Система далее содержит по меньшей мере один двигатель для привода первого и второго гидравлических насосов, выполненный с возможностью селективно вращаться в одном из первого и второго направлений, и вал, оперативно соединяющий по меньшей мере один двигатель и первый насос и второй насос.

Сущность изобретения поясняется на чертежах, где:

Фиг.1 - вертикальная проекция буровой установки и буровой колонны, которые могут быть предназначены для использования иллюстративного устройства и способов по настоящему изобретению.

Фиг.2 - вертикальная проекция скважины с иллюстративным скважинным инструментом, подвешенным в скважине, который может быть предназначен для использования устройства и способов по настоящему изобретению.

Фиг.3 - вертикальная проекция скважины с другим иллюстративным скважинным инструментом, подвешенным в скважине, который может быть предназначен для использования устройства и способов по настоящему изобретению.

Фиг.4А-4В - блок-схема иллюстративного скважинного инструмента, который может быть использован как иллюстративный скважинный инструмент по фиг.2 и 3 для реализации иллюстративных устройства и способов по настоящему изобретению.

Фиг.5 - блок-схема иллюстративного устройства, которое может быть использовано в иллюстративном скважинном инструменте по фиг.1 для реализации устройства и способов по настоящему изобретению.

Фиг.6 - блок-схема тандемной насосной системы, которая может использоваться для нагнетания жидкости с разными расходами и давлениями.

Фиг.7 - блок-схема другого варианта тандемной насосной системы, которая может использоваться для нагнетания жидкости с разными расходами и давлениями.

Фиг.8 - блок-схема еще одного варианта тандемной насосной системы, которая может использоваться для нагнетания жидкости с разными расходами и давлениями.

Фиг.9 - блок-схема иллюстративной двухнапорной насосной системы, которая может использоваться для нагнетания жидкости с разными расходами и давлениями.

Фиг.10 - блок-схема насосной системы с двумя двигателями, которая может использоваться для нагнетания жидкости с разными расходами и давлениями.

Фиг.11 - блок-схема режима параллельного нагнетания, а фиг.12 - блок-схема последовательного нагнетания в иллюстративной параллельно/последовательной насосной системе, которая может использоваться для нагнетания жидкости с разными расходами и давлениями.

Фиг.13 - блок-схема иллюстративной трехступенчатой насосной системы, которая может использоваться для нагнетания жидкости с разными расходами и давлениями.

Фиг.14 - диаграмма, иллюстрирующая диапазон режимов безопасной эксплуатации насосной системы при использовании иллюстративного устройства и способов по настоящему изобретению.

Ниже следует подробное описание некоторых примеров, показанных на вышеописанных чертежах. При описании этих примеров сходные или одинаковые позиции означают общие или подобные элементы. Чертежи выполнены не обязательно в масштабе, и некоторые признаки и виды на чертежах могут быть показаны в увеличенном масштабе для ясности и/или понятности.

На фиг.1 показана иллюстративная буровая установка 100 и бурильная колонна 112, в которых для управления потоком жидкости связанным, например, с отбором образцов пластового флюида из подземной формации F, можно использовать иллюстративные устройства и способы по настоящему изобретению. В показанном примере комбинация 110 наземной буровой платформы и буровой вышки расположена над скважиной W, проникающей в подземную формацию F. В показанном примере скважина W сформирована роторным бурением известным способом. Однако специалистам понятно, что устройство и способы по настоящему изобретению могут найти применение как при роторном бурении, так и при направленном бурении, не ограничены наземными установками.

Бурильная колонна 112 подвешена в скважине W и содержит на нижнем конце буровую коронку 115. Бурильная колонна 112 приводится во вращение столом 116 бурового ротора, который находится в зацеплении с ведущей бурильной трубой 117, расположенной на верхнем конце бурильной колонны 112. Бурильная колонна 112 подвешена на крюке 118, прикрепленном к талевому блоку (не показан), через ведущую бурильную трубу 117, и вертлюг 119, который обеспечивает возможность вращения бурильной колонны 112 относительно крюка 118.

Буровая жидкость или буровой раствор 126 хранится в амбаре 127, выполненным на буровой площадке. Имеется насос 129, подающий буровой раствор 126 вниз по бурильной колонне 112 в направлении, показанном стрелкой 109. Буровой раствор 126 выходит из бурильной колонны 112 через порты (не показаны) в буровой коронке 115, и затем буровой раствор 126 поднимается вверх через затрубное пространство 128 между внешней поверхностью бурильной колонны 112 и стенкой скважины W в направлении, показанном стрелкой 132. Таким образом, буровой раствор 126 смазывает буровую коронку 115 и уносит буровой шлам на поверхность, возвращаясь в амбар для рециркуляции.

Бурильная колонна 112 далее содержит забойное оборудование 100, находящееся рядом с буровой коронкой 115 (например, на расстоянии, равном длине нескольких удлинителей, от буровой коронки 115). Забойное оборудование 100 включает удлинители, описываемые ниже, для измерения, обработки и хранения информации. Забойное оборудование 100 также включает узел 140 связи с поверхностью для обмена информацией с системами, расположенными на поверхности.

В показанном примере бурильная колонна 112 далее снабжена стабилизирующей муфтой 134. Стабилизирующие муфты применяются для противодействия тенденции бурильной колонны 112 к "биению" и уходу от центра при вращении в скважине W, что приводит к отклонениям в направлении скважины W от заданной траектории (например, от вертикальной прямой). Такое биение может вызвать чрезмерные боковые силы, действующие на секции (например, на переходные муфты) бурильной колонны 112, а также на буровую коронку 115, что приводит к их ускоренному износу. Такое биение можно предотвратить, применив одну или более стабилизирующую муфту для центрирования буровой коронки 115 и, до определенной степени, бурильной колонны 112 в скважине W.

В показанном примере забойное оборудование 100 снабжено пробоотборником 150, имеющим щуп 152 для отбора пластового флюида из формации F в проточную линию пробоотборника 150. Имеется насосная система 154 для создания потока флюида и/или подачи гидравлической мощности на устройства, системы или агрегаты забойного оборудования 100. В частности, насосная система 154 может использоваться для приведения в действие устройства объемного вытеснения (не показано), которое, в свою очередь, применяется для пропускания пластового флюида через пробоотборник 150. В показанном примере насосная система 154 может быть выполнена с использованием иллюстративных устройства и способов по настоящему изобретению, описанных ниже, со ссылками на фиг.6-13. Насосная система 154 может содержать два или более гидравлических насоса.

Иллюстративные устройство и способы по настоящему изобретению могут применяться не только при операциях бурения. Иллюстративные устройство и способы по настоящему изобретению, например, могут преимущественно использоваться, например, при испытаниях скважины, или ремонте, или при других операциях, выполняемых на месторождении. Далее, иллюстративные способы и устройство могут использоваться при испытаниях скважины, проникающей в подземные формации, и в связи с операциями по оценке формации, проводимыми в скважине любыми известными способами.

На фиг.2 показан иллюстративный скважинный инструмент 200 для отбора пластового флюида из формации F и хранения флюида и/или анализа состава флюида. В показанном примере инструмент 200 подвешен в скважине W на нижнем конце многожильного кабеля 202, который намотан на лебедку (не показана), установленную на поверхности. На поверхности кабель электрически соединен с электрической системой 204 управления. Инструмент 200 содержит удлиненный корпус 206, который содержит управляющий модуль 208, содержащий скважинную часть системы 210 управления инструментом, выполненной с возможностью управлять иллюстративной насосной системой 211. Насосная система 211 может быть использована для нагнетания гидравлической жидкости для создания разных расходов и давлений жидкости для подачи гидравлической мощности на устройства, системы и агрегаты в скважинном инструменте 200 и, тем самым, например, извлечения пластового флюида из формации F. Управляющая система 210 может быть выполнена с возможностью проводить анализ и/или выполнять другие измерения.

Удлиненный корпус 206 также содержит пластоиспытатель 212, имеющий селективно выдвижной узел 214 для приема флюида, и селективно выдвижной элемент 216 для фиксации скважинного инструмента, которые соответственно расположены на противоположных сторонах корпуса 206. Узел 214 для приема флюида выполнен с возможностью селективного уплотнения или изоляции выбранных участков стенки скважины W так, что возникает давление или сообщение с прилегающей формацией F, позволяющее отбирать пробы флюида из формации F. Пластоиспытатель 212 также содержит модуль 218 анализа флюида, через который протекают отобранные пробы. После этого флюид может выпускаться через порт (не показан) или направляться в одну или более камеры 220, 222 сбора флюида, которые могут принимать и сохранять флюид, полученный из формации F, для последующих испытаний на поверхности или в испытательной лаборатории. Хотя скважинная управляющая система 210 и насосная система 211 показаны выполненными отдельно от пластоиспытателя 212, в некоторых иллюстративных вариантах настоящего изобретения скважинная управляющая система 210 и насосная система 211 могут быть выполнены в пластоиспытателе 212.

На фиг.3 показан другой скважинный инструмент 300, который может использоваться для выполнения нагрузочных испытаний и/или для нагнетания материалов в формацию F. В показанном примере скважинный инструмент 300 подвешен в скважине W с буровой вышки 302 на многожильном кабеле 304. Скважинный инструмент 300 снабжен насосом 306, который может быть выполнен с использованием устройства и способов по настоящему изобретению. Кроме того, скважинный инструмент 300 снабжен пакерами 308а-b, которые выполнены с возможностью надувания, чтобы изолировать часть скважины W. Кроме того, для испытаний формации F скважинный инструмент 300 снабжен одним или более щупом или выпускным отверстием 312, которое может быть выполнено с возможностью нагнетания материалов ( например, флюидов) в изолированный интервал и/или в скважину W.

На фиг.4А и 4В показан пример скважинного инструмента 400, содержащего множество модулей, которые могут использоваться для реализации устройства и способов по настоящему изобретению. В показанном примере часть иллюстративного инструмента 400, показанная на фиг.4А, может быть соединена с частью иллюстративного инструмента, показанной на фиг.4В, например, путем соединения нижней муфты или модуля части инструмента по фиг.4А с верхней муфтой или модулем части инструмента по фиг.4В. Хотя иллюстративный инструмент 400 показан и описан в модульной конфигурации, в других вариантах иллюстративный инструмент 400 может иметь унитарную конфигурацию. Иллюстративный инструмент 400 может быть использован для реализации любого из скважинных инструментов по фиг.2-3, например для извлечения пластового флюида из формации F и/или для испытаний свойств пласта. Линии питания и связи проходят вдоль длины иллюстративного инструмента 400 и по существу обозначены позицией 402 (на фиг.4В). Линии 402 питания и связи выполнены с возможностью подавать электроэнергию на электрические компоненты иллюстративного инструмента 400 и передавать информацию внутри инструмента 400 и за его пределы.

Как показано на фиг.4А, иллюстративный инструмент 400 содержит гидравлический силовой модуль 404, модуль пакера 406, приборный модуль 408 для скважинных исследований и многоприборный модуль 410 для скважинных исследований. Приборный модуль 408 показан с одним с одним прибором 412 для скважинных исследований, который может использоваться для отбора пластового флюида и/или для испытания изотропной проницаемости формации F. Многоприборный модуль 410 содержит горизонтальный прибор 414 для скважинных исследований и погружной прибор (sink probe) 416, который может использоваться для отбора пластового флюида и/или для испытаний анизотропной проницаемости. Для управления отбором пластового флюида через приборы 412, 414 и 416 и/или для управления расходом и давлением гидравлической жидкости и/или пластового флюида в иллюстративном инструменте 400 гидравлический силовой модуль 404 содержит иллюстративную насосную систему 418 и резервуар 420 для гидравлической жидкости. Например, иллюстративную насосную систему 418 можно использовать для управления приборами 412, 414, 416 так, чтобы они впускали пластовый флюид в иллюстративный инструмент 400 или препятствовали его поступлению в него. Дополнительно, иллюстративную насосную систему можно использовать для создания разных расходов и давлений жидкости, необходимых для приведения в действие других устройств, систем и агрегатов в иллюстративном инструменте 40. Иллюстративный инструмент 400 также содержит выключатель 424 низкого уровня масла, который можно использовать для регулирования работы иллюстративной насосной системы 418.

Линия 426 гидравлической жидкости соединена с выпускным отверстием насосной системы 418 и проходит через гидравлический силовой модуль для подачи гидравлической мощности. В показанном примере линия 426 гидравлической жидкости проходит через гидравлический силовой модуль 404 в модуль 406 пакера и приборный модуль 408 и/или 410 в зависимости от того, который из них используется. Линия 426 гидравлической жидкости и возвратная линия 428 гидравлической жидкости образуют замкнутый контур. В показанном примере линия 428 гидравлической жидкости проходит от приборного модуля 408 (и/или 410) в гидравлический силовой модуль 404 и заканчивается в резервуаре 420 для гидравлической жидкости.

В некоторых иллюстративных вариантах настоящего изобретения для подачи гидравлической мощности на приборные модули 408 и/или 410 по гидравлической линии 426 и возвратной гидравлической линии 428 может использоваться иллюстративная насосная система 418. В частности, гидравлическая мощность, подаваемая насосной системой 418, может использоваться для приведения в действие поршней 412а, 414а и 416а для исследования скважины методом давления на пласт, соединенных с выдвижными приборами 412, 414 и 416 соответственно. Гидравлическая мощность, создаваемая иллюстративной насосной системой 418, также может использоваться для выдвижения и/или втягивания выдвижных приборов 412, 414 и/или 416. Альтернативно или дополнительно, гидравлическая мощность, создаваемая иллюстративной насосной системой 418, может использоваться для выдвижения/втягивания установочных поршней (не показаны на фиг.4А и 4В).

Как показано на фиг.4В, иллюстративный инструмент 400 содержит иллюстративный откачивающий модуль 452, имеющий проходящую через него проточную линию 436 для пластового флюида. В показанном примере откачивающий модуль 452 может использоваться для откачки пластового флюида из формации F в проточную линию 436 до тех пор, пока в модуль анализа флюида не пойдет по существу чистый пластовый флюид. Альтернативно или дополнительно, откачивающий модуль 452 в показанном примере может использоваться для нагнетания жидкости (например, скважинного флюида) в формацию F.

Для откачивания и/или нагнетания жидкости откачивающий модуль 452 снабжен насосной системой 454 и узлом 456 объемного вытеснения, соединенным с насосной системой 454. В показанном примере пластовый флюид откачивается или нагнетается по линии 457, соединенной с управляющим клапанным блоком 458. Управляющий клапанный блок 458 может иметь четыре обратных клапана (не показаны), как хорошо известно специалистам. Узел 456 объемного вытеснения содержит поршень 462 гантельного типа, две камеры 464а-b для гидравлической жидкости и две камеры 466а-b для пластового флюида. Насосная система 454 предназначена для нагнетания жидкости в камеры 464а-b и откачивания ее из них поочередно, чтобы приводить в действие поршень 462. При движении поршня 462 первый конец поршня 462 закачивает пластовый флюид, используя первую камеру 466а для пластового флюида, а второй конец закачивает пластовый флюид, используя вторую камеру 466b для пластового флюида. В показанном примере управляющий клапанный блок 458 используется для управления потоками жидкости между узлом 456 объемного вытеснения и линиями 436 и 457 так, чтобы через одну из камер 466а-b для пластового флюида узла 456 объемного вытеснения можно было откачивать пластовый флюид, а через другую из камер 466а-b узла 456 объемного вытеснения для пластового флюида можно было нагнетать пластовый флюид.

Иллюстративные устройство и способы по настоящему изобретению можно использовать для создания иллюстративной насосной системы 454 для управления расходом и давлением гидравлической жидкости и/или пластового флюида, прокачиваемых через скважинный инструмент 400. Таким образом, иллюстративные способы и устройство можно использовать для изменения расхода жидкости, в то же время поддерживая разные давления жидкости. Однако следует понимать, что вместо иллюстративного варианта, показанного на фиг 4В, можно использовать другие насосные системы. Например, пластовый флюид можно направлять на малую сторону поршня 642, в камеры (464а-b). Наоборот, гидравлическую жидкость можно направлять на большую сторону поршня 462, в камеры 466а-b. Такой альтернативный вариант может быть полезен для получения расхода пластового флюида меньше, чем расход гидравлической жидкости.

Для надувания и сдувания сдвоенных пакеров 429 и 430 по фиг.4А, используя откачивающий модуль 452 по фиг.4В, этот откачивающий модуль 452 можно селективно включать для активации иллюстративной насосной системы 454. При этом обратные клапаны управляющего клапанного блока 458 реверсируют направление потока, описанного выше (фиг.4В). В этом конкретном случае скважинный флюид закачивается в инструмент через линию 457 и циркулирует через различные модули по линии 436. Клапанами 444b (Фиг.4А) можно управлять так, чтобы направлять скважинный флюид в пакеры 429 и 430 и/или из этих пакеров для селективного надувания и/или сдувания пакеров 429 и 430. Специалистам понятно, что альтернативно модуль 406 пакеров можно изменить так, чтобы насосная система (418 или 454) могла непосредственно накачивать пакеры 429 и 430 гидравлической жидкостью.

Можно создать различные варианты иллюстративного инструмента 400 в зависимости от выполняемых задач и/или проводимых исследований. Для выполнения простого отбора проб гидравлический силовой модуль 404 можно использовать в комбинации с электрическим силовым модулем 472, приборным модулем 408 и модулями камер 434а-b для проб. Для измерения пластового давления гидравлический силовой модуль 404 можно использовать в комбинации с электрическим силовым модулем 472, приборным модулем 408 и прецизионным модулем 474 измерения давления. Для отбора незагрязненных проб в условиях пласта гидравлический силовой модуль 472 можно использовать в комбинации с электрическим силовым модулем 472, приборным модулем 408, модулем 476 анализа флюида, откачивающим модулем 452 и модулями 434а-b камер для проб. Для измерения изотропной проницаемости гидравлический силовой модуль 404 можно использовать в комбинации с электрическим силовым модулем 472, приборным модулем 408, модулем 474 прецизионного измерения давления, модулем 478 управления потоком и с модулями 434а-b камер для проб. Для измерения анизотропной проницаемости гидравлический силовой модуль 404 можно использовать в комбинации с электрическим силовым модулем 472, приборным модулем 408, модулем 474 прецизионного измерения давления, модулем 478 управления потоком, и с модулями 434а-b камер для проб. Для испытания пласта пластоиспытателем, спускаемым на бурильных трубах, можно использовать электрический силовой блок в комбинации с модулем 406 пакера, модулем 474 прецизионного измерения давления и модулями 434a-b камер для проб. Другие требуемые задачи или испытания можно выполнять с использованием других конфигураций.

На фиг.5 показана блок-схема иллюстративного устройства 500, которое может быть встроено в бурильную колонну 112 по фиг.1 для управления расходом и/или давлением жидкости, например гидравлической жидкости и/или пластового флюида из формации F (фиг.1). В показанном на фиг.5 примере линии, соединяющие блоки, представляют гидравлические или электрические соединения, которые могут содержать одну или более линию (например, линию гидравлической жидкости или линию пластового флюида) или один или более провод или проводящую жилу соответственно. Для упрощения некоторые соединения на фиг.5 не показаны.

Иллюстративное устройство 500 содержит электронную систему 502 и источник 504 питания (аккумулятор, турбину, приводимую в действие потоком 109 бурового раствора, и т.п.) для питания электронной системы 502. В показанном примере электронная система 502 выполнена с возможностью управлять работой иллюстративного устройства 500 для управления расходом и/или давлением жидкости, например, для отбора проб пластового флюида от приборов 501а и 501b и/или подачи гидравлической мощности на другие устройства системы и/или агрегаты. В показанном примере электронная система 502 соединена с насосной системой 505, которая может быть по существу аналогичной или идентичной насосной системе 154 по фиг.1 и которая может быть реализована с использованием одной или более иллюстративных насосных систем, описанных ниже со ссылками на фиг.6-12. Иллюстративная насосная система 505 соединена с узлом 506 объемного вытеснения и выполнена с возможностью приводить в действие узел 506 объемного вытеснения для отбора проб пластового флюида через приборы 501а-b. Узел 506 может быть по существу идентичен или аналогичен узлу 456 объемного вытеснения, описанному выше со ссылками на фиг.4В. Электронная система 502 может быть выполнена с возможностью управления потоком пластового флюида путем управления работой насосной системой 505. Электронная система 502 также может быть выполнена с возможностью определять, хранить ли отобранные пробы пластового флюида в резервуаре 507 (например, в камерах для проб) или возвращать обратно, выводя их из иллюстративного устройства 500 (т.е. закачивать назад в скважину W по фиг.1). Дополнительно, электронная система 502 может быть выполнена с возможностью управления другими операциями измерительного инструмента 150 по фиг.1, включая, например, операции испытаний и анализа, операции по передачи данных и пр. В показанном примере источник 504 питания соединен с шиной 508 инструмента, выполненной с возможностью передавать электропитание и коммуникационные сигналы.

Электронная система 502 содержит контролер 508 ( например, центральный процессор и оперативное запоминающее устройство) для выполнения управляющих программ, например, таких как программы управления насосной системой 505. В некоторых иллюстративных вариантах контроллер 508 может быть выполнен с возможностью принимать данные от датчиков (например, датчиков расхода) в иллюстративном устройстве 500 и выполнять разные команды в зависимости от принятых данных, например анализировать, обрабатывать и/или сжимать принятые данные и т.п. Для хранения машиночитаемых команд, которые при исполнении контроллером 508 заставляют контроллер 508 выполнять управляющие программы и любые другие процессы, электрона система 502 содержит электрически программируемое постоянное запоминающее устройство 510.

Для хранения данных испытаний и измерений или данных любого типа, собранных иллюстративным устройством 500, электронная система 502 содержит флэш-память 512. Для реализации событий, зависящих от времени, и/или для генерирования меток времени электронная система 502 содержит часы 514. Для передачи информации, когда иллюстративное устройство 500 спущено в скважину, электронная система 502 содержит модем 516, который соединен с возможностью поддержания связи с шиной 506 и узлом 140 (фиг.1). Таким образом, иллюстративное устройство 500 выполнено с возможностью посылать и принимать данные с поверхности через узел 140 и модем 516. Альтернативно, данные можно снимать, когда испытательный инструмент находится на поверхности, через непоказанный порт считывания.

На фиг.6-13 показаны иллюстративные насосные системы, которые могут быть использованы для реализации иллюстративных насосных систем 154, 211, 306, 418, 454 и 505 по фиг.1-5 для достижения относительно увеличенного диапазона величин расхода по сравнению с тем, что могут дать традиционные насосные системы. Например, иллюстративными насосными системами по фиг.6-13 можно управлять так, чтобы расход жидкости и/или перепад давления на насосе имел диапазон регулирования больше или шире, чем диапазоны регулирования в традиционных насосных системах. Например, достижение относительно более высокого расхода жидкости в традиционной насосной системе ограничивает минимальный возможный расход. Аналогично, достижение относительно низкого расхода в традиционной насосной системе ограничивает максимально достижимый расход. В отличие от традиционных насосных систем иллюстративные насосные системы по настоящему изобретению могут быть выполнены с возможностью работы с относительно более низкими или более высокими величинами расхода.

В примерах, показанных на фиг.6-13, каждая из насосных систем содержит один или более двигатель, который может быть электродвигателем и/или двигателем или приводным устройством другого типа, выполненным с возможностью прилагать крутящий момент к приводному валу, например турбиной 504, которая приводится в действие буровым раствором 109 (фиг.1 и 5). В случае использования электродвигателей эти электродвигатели предпочтительно, но не обязательно оборудованы круговым датчиком положения для определения углового положения приводного вала. Кроме того, электродвигатели предпочтительно, но не обязательно оборудованы датчиком тока для измерения, среди прочего, крутящего момента, создаваемого двигателями на приводном валу. Дополнительно, каждая из насосных систем содержит по меньшей мере два насоса, которые могут быть выполнены как поршневой насос. Поршневые насосы могут быть возвратно-поступательными насосами или винтовыми насосами кавитационного типа. Эти по меньшей мере два насоса могут быть выполнены как насосы с регулируемой производительностью (например, насосы постоянной мощности) или насосы с фиксированной производительностью. Например, в некоторых иллюстративных вариантах все насосы насосной системы могут быть выполнены как насосы с регулируемой производительностью, все насосы могут быть выполнены как насосы с фиксированной производительностью, или насосы могут быть выполнены как комбинация насосов с регулируемой производительностью и насосов с фиксированной производительностью. Насосами с регулируемой производительностью можно управлять, используя скважинную электронику (например, через управляющую систему 210 по фиг.2 или электронную систему 502 по фиг.5), регулируя угол наклонного диска, который является частью одного иллюстративного насоса с регулируемой производительностью.

Как описано ниже, каждая насосная система по фиг.6-13 выполнена с возможностью прокачивать гидравлическую жидкость из резервуара (аналогичного резервуару 420 и/или резервуару 480, показанным на фиг.4А-4B). Дополнительно, каждая иллюстративная насосная система по фиг.6-13 содержит выпускной порт, который может быть соединен с устройством объемного вытеснения (например, с устройством 456 объемного вытеснения по фиг.4В или устройством 506 объемного вытеснения по фиг.5) от откачки пластового флюида. Хотя на фиг.6-13 устройства объемного вытеснения не показаны, заинтересованный читатель найдет их иллюстрации на фиг.4В и 5, на которых показано, как иллюстративные устройства 456 и 506 объемного вытеснения могут соединяться с насосными системами. В некоторых иллюстративных вариантах насосные системы по фиг.6-13 можно использовать для подачи гидравлической мощности на устройства системы и/или агрегаты, не являющиеся устройствами объемного вытеснения, которые приводятся в действие или управляются с помощью гидравлической или другой жидкости. Например, насосные системы по фиг.6-13 могут соединяться с гидравлическими двигателями, поршнями, выдвижными/убирающимися приборами и т.п. или с исполнительными механизмами в скважинном инструменте (поршнями 412а, 414а, 416а, устройствами 456 или 506 объемного вытеснения и пр.). Следует отметить, что типы исполнительных механизмов, с которыми соединены насосные системы по фиг.6-13, не ограничены приведенными примерами. Кроме того, хотя иллюстративные насосные системы по фиг.6-13 ниже описаны как системы, нагнетающие гидравлическую жидкость и отсасывающие гидравлическую жидкость из резервуара гидравлической жидкости, в других иллюстративных вариантах эти насосные системы могут быть выполнены с возможностью перекачки бурового раствора (из резервуара бурового раствора или из другого источника) или пластового флюида (из резервуара или источника пластового флюида).

В дополнение к измерениям, проводимым на двигателе (таким как, например, частота вращения, крутящий момент, угловое положение), в некоторых случаях может оказаться полезным также измерять давление гидравлической жидкости и/или расхода жидкости на впускном и/или выпускном отверстиях этих по меньшей мере двух насосов. Также можно следить за температурой гидравлической жидкости. Результаты этих измерений температуры, а также других упомянутых выше измерений могут указывать на состояние насосных систем по фиг.6-13. Все или некоторые из результатов этих измерений можно для удобства выводить, например, на дисплей оператора и/или по желанию подавать в замкнутый контур регулирования насосных систем по фиг.6-13.

На фиг.6 показана иллюстративная тандемная насосная система 600, имеющая два насоса 602а-b и общий двигатель 604 (приводное устройство). В показанном примере двигатель 604 является двухвальным двигателем, имеющим первый вал 606а, соединенный с насосом 602а, и второй вал 606b, соединенный с насосом 602b. Насос 602а может быть большим насосом, или насосом с относительно большой производительностью, а насос 602b может быть малым насосом, иди насосом с относительно малой производительностью. Таким образом, большой насос 602а можно использовать для создания относительно высокого расхода (и обычно относительно низкого перепада давлений), а малый насос 602b можно использовать для создания относительно небольшого расхода (и обычно более высокого перепада давлений). Например, если объединенный рабочий диапазон малого насоса 602b и большого насоса 602а составляет 0-100%, то малый насос 6-2b может работать в диапазоне от 0-14% до 0-18%, а большой насос может работать приблизительно в диапазоне от 12-100% до 16-100%. Другими словами, малый насос 602b может иметь рабочий диапазон, составляющий приблизительно 1/6-1/8 от рабочего диапазона большого насоса 602а или рабочий диапазон малого насоса 602b может составлять приблизительно 1/100-1/10 от верхней части диапазона большого насоса 602а.

В показанном примере двигатель 604 приводит в действие оба насоса 602а-b одновременно так, что насосы 602а-b перекачивают гидравлическую жидкость одновременно. Когда насосы 602а-b приведены в действие, они откачивают гидравлическую жидкость из резервуара 608 гидравлической жидкости через соответствующие входные линии 612а-b для гидравлической жидкости и закачивают гидравлическую жидкость в выходные линии 614а-b к выходу 616. Выход 616 может быть соединен с другим устройством, системой или агрегатом, который при