Способ выполнения операций в стволе скважины с использованием скважинных инструментов с перемещающимися секциями (варианты)

Способ выполнения операций в стволе скважины с использованием скважинных инструментов с перемещающимися секциями (варианты)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится, в общем, к скважинным инструментам и, конкретнее, к устройству и способам выполнения операций в стволе скважины с использованием скважинных инструментов с перемещающимися секциями.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Скважинные инструменты, такие, например, как инструменты, развертываемые на каротажном кабеле, гибкой насосно-компрессорной трубе и бурильной колонне, обычно используют в стволе скважины для отбора проб или образцов текучей среды из подземного пласта, через который проходит ствол скважины. Такие скважинные инструменты можно альтернативно или дополнительно использовать для измерения одного или нескольких параметров или свойств, относящихся к стволу скважины и/или пласту, таких, например, как температура, давление, свойства горной породы и т.п. на различных глубинах.

Глубина, на которой размещен скважинный инструмент в стволе скважины, может являться значимой. Например, при отборе проб или образцов пласта может являться необходимым контроль глубины пробоотборника, чтобы зонд пробоотборника относительно точно совмещался с пластом или участком пласта. Можно использовать различные известные методики, такие как установка меток на кабеле, использующаяся в случае развертывания скважинного инструмента на каротажном кабеле, и методики корреляции с источником гамма-излучения, которые можно использовать с инструментами, развертываемыми на бурильной колонне, каротажном кабеле и гибкой насосно-компрессорной трубе для контроля глубины, на которой скважинный инструмент размещен в стволе скважины. Вместе с тем, в случае где многочисленные скважинные инструменты используют для выполнения ряда операций в стволе скважины и/или применительно к пласту, выставление второго скважинного инструмента на заданное место работ (например, конкретную глубину и/или ориентацию) в стволе скважины для выполнения второй операции (например, операции отбора проб или образцов) после первой операции (например, закачки текучей среды в пласт), уже выполненной первым скважинным инструментом на данном месте работ, может оказаться трудным.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном описанном примере скважинный инструмент для использования в стволе скважины включает в себя первый инструмент для выполнения первой операции и второй инструмент для выполнения второй операции. Скважинный инструмент также включает в себя первую секцию, включающую в себя выдвижную фиксирующую опору, выдвигающуюся в контакт со стенкой ствола скважины для фиксирования первой секции скважинного инструмента на месте работ в стволе скважины, и вторую секцию, перемещающуюся относительно первой секции вдоль продольной оси скважинного инструмента, когда первая секция зафиксирована на месте работ выдвижной фиксирующей опорой, для перемещения, по меньшей мере, одного первого инструмента или второго инструмента.

В другом описанном примере скважинный инструмент для использования в стволе скважины включает в себя первую выдвижную фиксирующую опору для контакта со стенкой ствола скважины для фиксирования инструмента на месте работ в стволе скважины. Скважинный инструмент также включает в себя первый инструмент скважинного инструмента для выполнения первой операции на месте работ в стволе скважины и второй инструмент скважинного инструмента, разнесенный с первым инструментом и предназначенный для выполнения второй операции. Дополнительно, скважинный инструмент включает в себя выдвижной элемент для перемещения второго инструмента к месту работ, когда фиксирующая опора находится в контакте со стенкой ствола скважины, для выполнения второй операции после первой операции.

В другом описанном примере способ выполнения операций в стволе скважины включает в себя спуск скважинного инструмента на место работ в стволе скважины, закрепление первой секции скважинного инструмента к стенке ствола скважины и выполнение первой операции на месте работ. Способ также включает в себя перемещение второй секции скважинного инструмента от первой секции вдоль продольной оси скважинного инструмента и выполнение второй операции второй секцией на месте работ.

В другом описанном примере способ выполнения операции в стволе скважины включает в себя спуск скважинного инструмента в ствол скважины, закрепление первой секции скважинного инструмента к стенке ствола скважины, перемещение второй секции скважинного инструмента от первой секции вдоль продольной оси скважинного инструмента и выполнение операции в стволе скважины второй секцией.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг.1A показан пример буровой установки и ствола скважины.

На фиг.1B-5 показан пример скважинного инструмента с перемещающейся секцией для выполнения многочисленных операций на заданном месте работ или заданной глубине в стволе скважины.

На фиг.6-8 показан другой способ использования являющегося примером скважинного инструмента фиг.1-5 для получения увеличенных перемещений в стволе скважины посредством многочисленных циклов закрепления/открепления и выдвижения/втягивания перемещающейся секции.

На фиг.9 и 10 показан другой пример скважинного инструмента, который можно развертывать на каротажном кабеле и который можно использовать для бурения с нажимом или расширения или разбуривания уступов или других сужений в стволе скважины.

На фиг.11-13 показан другой пример способа использования скважинного инструмента для сдвига и извлечения или залавливания и вытаскивания прихваченного инструмента в стволе скважины.

На фиг.14 показан другой пример скважинного инструмента с перемещающейся вдоль продольной оси и вращающейся секцией.

На фиг.15 и 16 показан пример механизмов выдвижения/втягивания, которые можно использовать в являющихся примерами скважинных инструментах, описанных в данном документе.

На фиг.17 показан пример способа, которым в скважинных инструментах, являющихся примерами и описанных в данном документе, можно создавать измеренное линейное смещение одной секции скважинного инструмента относительно другой секции скважинного инструмента.

На фиг.18 и 19 показан пример систем фиксирующих опор, которые можно использовать в скважинных инструментах, являющихся примерами, описанными в данном документе.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В общем, являющиеся примерами компоновки низа бурильной колонны или скважинные инструменты, описанные в данном документе, можно использовать для выполнения одной или нескольких операций на одной или нескольких точно контролируемых глубинах или местах работ в стволе скважины. Многочисленные операции или последовательность операций с использованием многочисленных различных компонентов скважинного инструмента можно выполнять, по существу, на одном месте работ или глубине в стволе скважины, и/или один тип операций можно выполнять на многочисленных, точно контролируемых интервалах мест работ, глубинах и/или ориентациях в стволе скважины. В отличие от известных скважинных инструментов, скважинные инструменты, являющиеся примерами, описанные в данном документе, включают в себя одну или несколько секций, каждая из которых может включать в себя один или несколько инструментов или устройств для выполнения одной или нескольких операций в стволе скважины. Одна или несколько секций каждого из скважинных инструментов, являющихся примерами, может быть перемещающейся (то есть выдвигающейся, втягивающейся и т.д.) относительно продольной осевой линии скважинного инструмента с перемещением на точные расстояния. Таким способом, отдельные инструменты или устройства скважинного инструмента можно более точно устанавливать на глубинах или местах работ в стволе скважины, чем это возможно с использованием обычных методик, таких, например, как нанесение отметок на каротажный кабель, с использованием методик корреляции с источником гамма-излучения и т.д. Таким образом, скважинные инструменты, являющиеся примерами, описанные в данном документе, обеспечивают более точное выполнение операций испытаний, операций отбора проб или образцов, операций заканчивания и т.д. для получения результатов, являющихся более точными, стабильными и надежными, чем это возможно при обычном техническом оснащении.

В некоторых являющихся примерами скважинных инструментах, описанных в данном документе, скважинный инструмент включает в себя первую секцию, имеющую выдвижную фиксирующую опору или другой элемент (элементы), для контакта со стенкой ствола скважины для фиксирования первой секции скважинного инструмента на заданном месте работ (то есть глубине и/или ориентации) в стволе скважины. Вторая секция скважинного инструмента является перемещающейся относительно первой секции вдоль продольной оси скважинного инструмента, когда первая секция зафиксирована на месте работ выдвижной фиксирующей опорой. Вторая секция скважинного инструмента может включать в себя вторую выдвижную фиксирующую опору для фиксирования второй секции к стенке ствола скважины. Первая секция может перемещаться (то есть выдвигаться, втягиваться и т.п.) относительно второй секции, когда выдвижная фиксирующая опора первой секции втянута и когда вторая выдвижная фиксирующая опора фиксирует вторую секцию на стенке ствола скважины.

Хотя скважинные инструменты, являющиеся примерами, описаны в данном документе как имеющие две секции и одну или две выдвижные фиксирующие опоры, можно использовать любое другое число дополнительных секций и/или выдвижных фиксирующих опор. Дополнительно, каждая из секций может являться перемещающейся (то есть выдвижной, втягивающейся и т.д.) относительно других секций и может включать в себя один или несколько инструментов или устройств для выполнения операций в стволе скважины, таких, например, как операции отбора проб или образцов, операции испытаний, операции отбора керна и т.д. Таким образом, в общем, один или несколько инструментов или устройств могут включать в себя инструменты оценки пласта и/или инструменты оценки коллектора. Перемещающиеся секции могут перемещаться вдоль продольной оси скважинного инструмента на точные расстояния для точной установки одного или нескольких инструментов (например, испытательных инструментов, инструментов отбора проб или образцов, инструментов отбора керна и т.д.), соединенных с секциями, на различных глубинах или местах работ в стволе скважины.

Являющиеся примерами скважинные инструменты, имеющие перемещающиеся секции, описанные в данном документе, можно спускать в ствол скважины и поднимать из него на каротажном кабеле, бурильной колонне, гибкой насосно-компрессорной трубе и/или другим способом для выполнения различных операций или последовательностей операций на точно контролируемых глубинах или в точно контролируемых интервалах глубин в стволе скважины. Конкретнее, в некоторых примерах скважинный инструмент с перемещающейся секцией можно спускать в ствол скважины, и первую секцию скважинного инструмента можно закреплять или фиксировать к стенке ствола скважины. Первая операция выполняется на месте работ (то есть на глубине и/или с ориентацией) в стволе скважины. Например, первая операция может включать в себя операцию испытания пласта, такую как измерение свойств горной породы. Первую операцию может выполнить первый инструмент или устройство во второй перемещающейся секции скважинного инструмента, когда вторая секция находится во втянутом состоянии (то есть когда вторая секция не выдвинута от первой секции). Вторую секцию скважинного инструмента можно затем выдвинуть (например, гидравлическим устройством) от первой секции вдоль продольной оси скважинного инструмента. Вторую секцию можно выдвинуть на точно контролируемое расстояние для совмещения другого инструмента испытания пласта или устройства (например, устройства испытаний текучей среды) во второй секции, по существу, с местом работы на стенке ствола скважины, аналогичном месту, на котором была выполнена первая операция. Таким способом, первую и вторую операции выполняют, по существу, на одном месте работ в стволе скважины (например, по существу на одном месте работ на стенке ствола скважины). Таким образом, результаты первой и второй операций можно точно коррелировать друг с другом и местом работ в стволе скважины.

В более общем плане, являющиеся примерами скважинные инструменты с перемещающимися секциями, описанные в данном документе, можно использовать для выполнения ряда или последовательности операций (например, двух или более операций) на заданном месте работ в стволе скважины. Каждая из операций может являться операцией отбора проб или образцов (например, операцией отбора проб или образцов текучей среды), операцией испытаний (например, измерений температуры и/или давления), операцией отбора керна или любой другой операцией, которую можно выполнять в стволе скважины. Аналогично, являющиеся примерами скважинные инструменты, описанные в данном документе, можно использовать для выполнения последовательности операций, связанных с заканчиванием ствола скважины. Например, первая операция может включать в себя сверление отверстия в обсадной колонне, и последующие операции могут включать в себя закачку цемента, закупоривание просверленного отверстия, активирование систем заканчивания и т.д.

Являющиеся примерами скважинные инструменты, описанные в данном документе, можно также использовать для выполнения операции одного типа на многочисленных, точно контролируемых интервалах глубины или местах работ в стволе скважины. Например, операции испытаний, такие как каротажные операции, операции градиентных измерений, операции отображения и т.п., можно выполнять посредством пошагового перемещения секций, являющихся примерами скважинных инструментов, описанных в данном документе, и получения измерений (например, температуры, давления, значения параметров свойств горных пород и т.д.) на каждом интервале глубины или места работ вдоль стенки ствола скважины.

В некоторых примерах перемещающаяся секция скважинного инструмента может включать в себя участок, вращающийся вокруг продольной оси скважинного инструмента. В данных примерах вращающийся участок может включать в себя бурильное устройство для обеспечения разбуривания препятствий, расширения сужений и т.п. в стволе скважины. В частности, в варианте, где являющийся примером скважинный инструмент спускают на каротажном кабеле, первую секцию скважинного инструмента можно закреплять на стенке ствола скважины и вторую секцию можно с осевой нагрузкой выдвигать к препятствию в стволе скважины с вращением, тем самым, обеспечивая выполнение операции бурения бурильным устройством на каротажном кабеле. В других примерах вращающийся участок второй секции может включать в себя один или несколько датчиков (например, датчики температуры, давления и/или датчики изображения), использующихся для получения измерений по периметру и/или для выполнения одной или нескольких операций по окружности или периметру ствола скважины на заданной глубине или месте работ.

В других примерах скважинный инструмент может использовать свои выдвижные фиксирующие опоры и одну или несколько перемещающихся секций для перемещения или продвижения скважинного инструмента в стволе скважины. Перемещение скважинного инструмента таким способом является особенно предпочтительным, по существу, в горизонтальных или наклонно-направленных секциях ствола скважины, в которых иное перемещение замедляется или не допускается, например, для перемещения в стволе скважины скважинного инструмента, развернутого на каротажном кабеле. В частности, первую выдвижную фиксирующую опору, связанную с первой секцией скважинного инструмента, можно выдвигать для фиксирования первой секции скважинного инструмента относительно стенки ствола скважины. Вторую секцию можно затем переместить (то есть выдвинуть) вдоль продольной оси скважинного инструмента от первой секции (например, глубже в ствол скважины). Выдвижную фиксирующую опору, соединенную со второй секцией, можно затем выдвинуть для фиксирования второй секции относительно стенки ствола скважины. Первую выдвижную фиксирующую опору затем втягивают и первую секцию перемещают (то есть втягивают) ко второй секции. Первую выдвижную фиксирующую опору затем выдвигают вновь для фиксирования первой секции относительно ее нового, более глубокого места работ на стенке ствола скважины, и вторую выдвижную фиксирующую опору можно затем втягивать для обеспечения повторения описанного выше процесса, пока скважинный инструмент не переместится на необходимое расстояние в стволе скважины.

На фиг.1А показан пример буровой установки 10 и бурильной колонны 12, с которыми можно использовать являющиеся примером устройство и способы, описанные в данном документе, например, для отбора проб или образцов пластовой текучей среды и/или выполнения других операций применительно к подземному пласту F. В показанном примере компоновка 10 наземной буровой платформы и вышки установлена над стволом 106 скважины, проходящим через подземный пласт F. В показанном примере ствол 106 скважины выполнен роторным бурением общеизвестным способом. Специалисту в данной области техники, воспользовавшемуся данным изобретением, должно быть ясно, вместе с тем, что устройство и способы, описанные в данном документе, также могут найти практическое применение в наклонно-направленном бурении, так же как и в роторном бурении, и не ограничиваются наземными буровыми установками. Дополнительно, хотя ствол 106 скважины показан как необсаженный ствол, являющиеся примерами устройство и способы, описанные в данном документе, можно также использовать применительно к обсаженным стволам скважин.

Как показано на фиг.1A, бурильная колонна 12 подвешена в стволе 106 скважины и включает в себя буровое долото 15 на своем нижнем конце. Бурильную колонну 12 вращает ротор 16, соединенный с ведущей бурильной трубой 17 на верхнем конце бурильной колонны 12. Бурильная колонна 12 подвешена на крюке 18, прикрепленном к талевому блоку (не показано) посредством ведущей бурильной трубы 17 и вертлюга 19, обеспечивающего вращение бурильной колонны 12 относительно крюка 18.

Буровая текучая среда или буровой раствор 26 хранится в емкости 27, выполненной на буровой площадке. Буровой насос 29 оборудован для подачи буровой текучей среды 26 во внутреннюю полость бурильной колонны 12 через отверстие (не показано) в вертлюге 19, для осуществления прохода потока буровой текучей среды 26 вниз через бурильную колонну 12 в направлении, в общем, указанном стрелками 9. Буровая текучая среда 26 выходит из бурильной колонны 12 через отверстия (не показано) в буровом долоте 15, и затем буровая текучая среда 26 циркулирует вверх через кольцевое пространство 28 между внешней поверхностью бурильной колонны 12 и стенкой ствола 106 скважины в направлении, в общем, указанном стрелками 32. При этом буровая текучая среда 26 смазывает буровое долото 15 и уносит на поверхность выбуренную породу при возвращении в емкость 27 для повторной циркуляции.

Бурильная колонна 12 дополнительно включает в себя компоновку 5 низа бурильной колонны вблизи бурового долота 15 (то есть в нескольких отрезках длины утяжеленной бурильной трубы от бурового долота 15). Компоновка 5 низа бурильной колонны включает в себя утяжеленные бурильные трубы с устройствами измерения, обработки и хранения информации. Компоновка 5 низа бурильной колонны также включает в себя блок 40 передачи данных на поверхность/локально для обмена информацией с наземными системами.

На фиг.1B-5 показана являющаяся примером последовательность операций, выполняемых являющимся примером скважинным инструментом 100, имеющим первую секцию 102 и вторую секцию 104. Как показано на фиг.1, являющуюся примером забойную компоновку или скважинный инструмент 100 спускают в ствол 106 скважины на каротажном кабеле 108. Каротажный кабель 108 может включать в себя многочисленные электрические провода, кабели и т.д. для передачи электрических сигналов (то есть сигналов передачи данных, сигналов управления, энергетических сигналов и т.д.) между скважинным инструментом 100 и блоком 110 электронного оборудования и обработки данных на поверхности вблизи ствола 106 скважины. Каротажный кабель 108 может также включать в себя один или несколько тросов, придающих прочность каротажному кабелю 108 для несения веса скважинного инструмента 100 при его подъеме, спуске и висении в стволе 106 скважины.

Являющийся примером скважинный инструмент 100 также включает в себя первую выдвижную фиксирующую опору или элемент 112, встроенный в первую секцию 102, и вторую выдвижную фиксирующую опору или элемент 114, встроенный во вторую секцию 104. Каждую из выдвижных фиксирующих опор 112 и 114 можно выборочно выдвигать от скважинного инструмента 100 или наружу от него в контакт или для сцепления со стенкой 116 ствола 106 скважины для закрепления или фиксирования положения соответствующей одной из секций 102 и 104 скважинного инструмента 100 относительно стенки 116 ствола 106 скважины. Другими словами, первую выдвижную фиксирующую опору 112 можно выдвигать в контакт со стенкой 116 для фиксирования положения первой секции 102 относительно стенки 116 ствола 106 скважины. Аналогично, вторую выдвижную фиксирующую опору 114 можно выдвигать в контакт со стенкой ствола 106 скважины для фиксирования второй секции 104 относительно стенки 116 ствола 106 скважины. Выдвижные фиксирующие опоры или элементы 112 и 114 можно исполнить с использованием поршня с гидравлическим управлением, пружины, двигателя, зубчатого механизма или любым другим способом. В варианте, где выдвижные фиксирующие опоры или элементы 112 и 114 исполнены с использованием поршня с гидравлическим управлением (как показано в примере фиг.19), выдвижные фиксирующие опоры или элементы 112 и 114 можно исполнить способом, аналогичным системе крепления MDT (модульный динамический испытатель пластов) фирмы Schlumberger, Inc. Дополнительно, хотя на фиг.1B-5 показаны две выдвижные фиксирующие опоры или элемента 112 и 114, более двух таких выдвижных фиксирующих опор или элементов можно разместить радиально по скважинному инструменту 100.

Вторая секция 104 являющегося примером скважинного инструмента 100 также включает в себя первое устройство или инструмент 118 и второе устройство или инструмент 120, разнесенные на расстояние 122 вдоль продольной оси скважинного инструмента 100 с первым инструментом 118. Каждый из инструментов 118 и 120 может иметь конфигурацию для выполнения одной или нескольких операций в стволе скважины, таких, например, как операции испытаний, операции отбора проб или образцов, операции отбора керна и т.д. Один пример керноотборного инструмента описан в патенте США № 6729416. В частности, на фиг.1 и 2 данного патента показан пример керноотборного инструмента, по отношению к скважинному инструменту и пласту, из которого керн подлежит отбору. Один пример пробоотборника описан в патенте США № 7195063. В частности, на фиг.1 и 2 данного патента показан пример пробоотборника, относящегося к скважинному инструменту, и пласт, из которого проба текучей среды подлежит отбору.

В некоторых примерах инструменты 118 и 120 выполняют различные, но дополняющие друг друга, операции при выполнении последовательности операций на конкретном месте работ вдоль стенки 116 ствола 106 скважины. Например, первый инструмент 118 может иметь конфигурацию для выполнения операции испытаний, такой как измерение температуры или давления, и второй инструмент 120 может иметь конфигурацию для выполнения операции отбора проб или образцов, такой как извлечение пластовой текучей среды из пласта.

В другом примере инструменты 118 и 120 могут выполнять последовательность или ряд операций заканчивания. Например, первый инструмент 118 может использовать керноотборное устройство для удаления поврежденной области или зоны в стволе 106 скважины, и второй инструмент 120 можно использовать для получения проб или образцов, измерения давления и т.д. из неповрежденной области, получившейся в результате удаления поврежденной области первым инструментом 118. В другом примере первый инструмент 118 можно использовать для сверления отверстия в обсадной колонне (не показано) ствола 106 скважины, и второй инструмент 120 можно использовать для закачки цемента, закупоривания отверстия, активирования систем заканчивания и т.д., при этом обеспечивается использование инструментов 118 и 120 для выполнения последовательности или ряда операций заканчивания, по существу, на одном месте работ в стволе 106 скважины. В другом примере первый инструмент 118 может выполнять операции испытаний, такие как измерение свойств горной породы, а второй инструмент 120 может выполнять операции испытаний, такие как измерение свойств текучей среды.

Хотя в являющемся примером скважинном инструменте 100 показаны первый и второй инструменты 118 и 120, соединенные со второй секцией 104 так, что оба инструмента 118 и 120 перемещаются вместе, когда вторая секция 104 перемещается относительно первой секции 102, один или оба инструмента 118 и 120 могут быть вместо этого соединены с первой секцией 102. В варианте, где один из инструментов 118 соединен с первой секцией 102, а другой инструмент соединен со второй секцией 104, перемещение второй секции 104 относительно первой секции 102 обуславливает перемещение инструментов 118 и 120 друг от друга или друг к другу, а не вместе, как в варианте являющегося примером инструмента 100 фиг.1B. Дополнительно, хотя два инструмента показаны с являющимся примером инструментом 100 фиг.1B, вместо этого можно использовать любое число инструментов, расположенных любым способом, или любое число перемещающихся секций.

Блок 110 электронного оборудования и обработки данных может включать в себя один или несколько процессоров, запоминающих устройств, электронных цепей передачи данных, цепей электропитания и т.д. для управления работой скважинного инструмента 100. В частности, как описано более подробно ниже, блок 110 электронного оборудования и обработки данных может посылать сигналы управления на скважинный инструмент 100, обуславливающие выдвижение первой выдвижной фиксирующей опоры 112 для контакта со стенкой 116 ствола 106 скважины и обуславливающие выдвижение второй секции 104 от первой секции 102 или втягивание к ней вдоль продольной оси скважинного инструмента 100, когда первая секция зафиксирована относительно стенки 116 ствола 106 скважины выдвинутой фиксирующей опорой 112. Аналогично, блок 110 электронного оборудования и обработки данных может обуславливать выдвижение второй фиксирующей опоры 114 в контакте со стенкой 116, с фиксированием при этом второй секции 104 относительно стенки 116. Когда вторая секция 104 зафиксирована установленной относительно стенки 116 и первая фиксирующая опора 112 втянута, блок 110 электронного оборудования и обработки данных может обуславливать выдвижение первой секции 102 от второй секции 104 или втягивание к ней вдоль продольной оси скважинного инструмента 100.

В некоторых примерах блок 110 электронного оборудования и обработки данных может работать с открытой системой управления, при которой требуется участие оператора для правильного соблюдения последовательности операций скважинного инструмента 100. В частности, при таком управлении с открытой системой может требоваться участие оператора для выдвижения и/или втягивания выдвижных фиксирующих опор 112 и/или 114, управления инструментами 118 и 120 и/или осуществления перемещения второй секции 104 относительно первой секции 102. Альтернативно, блок 110 электронного оборудования и обработки данных может работать с замкнутой системой управления, в которой по существу или вообще не требуется участие оператора для управления последовательностью операций скважинного инструмента 100. В таком управлении с замкнутой системой являющийся примером скважинный инструмент 100 может работать полностью автоматически, при этом фиксирующие опоры 112 и/или 114 выдвигаются и/или втягиваются автоматически, инструменты 118 и 120 работают автоматически и в нужное время и вторая секция 104 перемещается относительно первой секции 102 в автоматическом режиме.

При эксплуатации скважинный инструмент 100 спускают на каротажном кабеле 108 в ствол 106 скважины на необходимую глубину. Необходимая глубина или место работ в стволе 106 скважины может соответствовать глубине, на которой первый инструмент или устройство 118 совмещается с местом "L" работ или выставляется вблизи него, как показано на фиг.1В. Скважинный инструмент 100 можно спускать на необходимую глубину или место работ с использованием методики нанесения отметок и/или любой методики корреляции, такой, например, как по источнику гамма-излучения, по естественному потенциалу и т.д.

Как показано на фиг.2, после спуска скважинного инструмента 100 на необходимую глубину первую выдвижную фиксирующую опору 112 можно выдвигать в контакт со стенкой 116 ствола 106 скважины для фиксирования или закрепления скважинного инструмента 100 относительно стенки 116 ствола 106 скважины. Таким образом, как показано на фиг.2, первый инструмент или устройство 118 зафиксирован на месте работ или на глубине, на которой инструмент или устройство 118 является, по существу, совмещенным с местом L работ, которое может, например, быть связано с пластом, подлежащему испытанию, отбору проб или образцов, и т.д.

Затем, как показано на фиг.3, башмак или фиксирующую опору 300 можно выдвигать из инструмента 118, и пробоотборный зонд, датчик, керноотборное устройство, устройство закачки текучей среды и т.п. устройство 302 можно выдвигать, как показано, в контакт со стенкой 116 вблизи места L работ. Фиксирующая опора 300 и зонд, датчик, керноотборное устройство, устройство закачки текучей среды и т.д. можно выдвигать и втягивать с использованием гидравлических поршней или т.п. известными способами. Вне зависимости от типа и конкретной конфигурации инструмента (инструментов) или устройства (устройств), используемых для исполнения первого инструмента 118, зонд, датчик, керноотборное устройство, устройство закачки текучей среды и т.п. устройства 302 выполняют свою операцию (операции) на стенке 116 вблизи места L работ. Например, в варианте, где первый инструмент 118 включает в себя головку измерения давления или блок 302, измерение давления может быть получено и передано по каротажному кабелю 108 на блок 110 электронного оборудования и обработки данных.

Как показано на фиг.4, после завершения выполнения первым инструментом 118 операции (операций) на месте L работ, фиксирующая опора 300 и датчик, устройство отбора проб или образцов, керноотборное устройство, устройство закачки текучей среды и т.п. устройства 302 втягиваются, и вторая секция 104 скважинного инструмента 100 выдвигается от первой секции 102 вдоль продольной оси скважинного инструмента 100. Как показано на фиг.4, вторая секция 104 отодвинута на расстояние, по существу равное расстоянию 122 (фиг.1) между инструментами или устройствами 118 и 120, так, что второй инструмент или устройство 120 находится на глубине, по существу, для совмещения второго инструмента 120 с местом L работ (то есть местом работ, на котором первый инструмент 118 был ранее установлен). Вторую секцию 104 можно выдвигать и втягивать с использованием, например, гидравлического поршня, диафрагменной коробки, компоновки винта и двигателя и/или любого другого подходящего механизма (механизмов). Примеры таких механизмов описаны более подробно ниже, применительно к фиг.15 и 16.

Стабилизирующий упор 400 (например, пластинчатая пружина, выдвигающийся рычаг или фиксирующая опора и т.п.) можно использовать для обеспечения нахождения датчика, зонда, керноотборного устройства и т.п. устройства 402 в контакте со стенкой 116 вблизи места L работ. Таким образом, в данном способе второй инструмент 120 может выполнять свою операцию (операции), по существу, на том же месте работ, на котором первый инструмент 118 выполнил свою операцию (операции), без попытки корректировки места работ скважинного инструмента 100 изменением длины развертывания каротажного кабеля 108 в стволе 106 скважины на основе, например, нанесения отметок на каротажный кабель и/или корреляционной методики, такой как коррелирование с источником гамма-излучения.

Как показано на фиг.5, когда второй инструмент 120 уже завершил свою операцию (операции) на месте L работ, стабилизирующий упор 400 и пробоотборный зонд, испытательное устройство, керноотборное устройство и т.п. устройства 402 второго инструмента 120 втягиваются, и первая выдвижная фиксирующая опора 112 втягивается, оставляя скважинный инструмент 100 незакрепленным или свободным для перемещения. Скважинный инструмент 100 можно затем перемещать на новое место работ в стволе 106 скважины и/или удалять или извлекать из ствола 106 скважины на поверхность вместе с любыми образцами (например, образцами текучей среды, образцами керна и т.д.), собранными в операциях, выполненных инструментами 118 и 120.

На фиг.6-8 показан другой способ, которым являющийся примером скважинный инструмент 100 можно использовать в стволе 106 скважины для достижения увеличенных перемещений или смещений в стволе 106 скважины посредством многочисленных циклов закрепления/открепления и выдвижения/втягивания первой и второй секций 102 и 104. Первоначально, как показано на фиг.6, являющийся примером скважинный инструмент 100 развертывают в стволе 106 скважины на каротажном кабеле 108 на любой необходимой глубине. Затем, как показано на фиг.7, первую выдвижную фиксирующую опору 112 выдвигают в контакт со стенкой 116 для закрепления первой секции 102 к стенке 116 ствола 106 скважины. Когда первая секция 102 закреплена, вторую секцию 104 выдвигают на необходимое расстояние от первой секции 102 вдоль продольной оси скважинного инструмента 100. Затем, как показано на фиг.7, вторую выдвижную фиксирующую опору 114 выдвигают в контакт со стенкой 116 для закрепления или фиксирования второй секции 104 относительно стенки 116, первую фиксирующую опору 112 втягивают и первую секцию 102 втягивают ко второй секции 104. Приведенную выше последовательность или процесс можно повторять любое число раз для достижения необходимой величины перемещения или смещения вниз на забой или вверх с выходом из ствола 106 скважины в соответствии с конкретной операцией или рядом операций. Дополнительно, пример последовательности или процесс, описанный применительно к фиг.6-8, можно использовать для спуска скважинного инструмента 100 в наклонно-направленных или, по существу, горизонтальных стволах скважин, в которых иначе отсутствует возможность спуска развертываемого на каротажном кабеле скважинного инструмента или любого другого обычного скважинного инструмента. Еще дополнительно, когда скважинный инструмент 100 перемещается в стволе 106 скважины, один или оба инструмента или устройства 118 и 120 можно использовать для отбора проб или образцов, измерения давления, отбора керна и т.д. вдоль стенки 116 ствола 106 скважины. Альтернативно или дополнительно, один или оба инструмента или устройства 118 и 120 можно использовать для повторного сбора данных или информации на различных глубинах для обеспечения возможности выработки данных каротажа блоком 110 электронного оборудования и обработки данных (то есть информации по параметрам относительно глубины).

На фиг.9 и 10 показан другой пример скважинного инструмента 900, который можно развертывать на каротажном кабеле и который можно использовать для бурения с осевой нагрузкой или разбуривания уступов или других сужений в стволе скважины. В частности, являющийся примером скважинный инструмент 900 включает в себя первую секцию 902 и вторую секцию 904. Вторая секция 904 включает в себя вращающийся участок, который вращает буровое долото 910. На фиг.9 являющийся примером скважинный инструмент 900 развернут в стволе 906 скважины на каротажном кабеле 908. Выдвижную фиксирующую опору 912 выдвигают в контакт со стенкой 916 ствола 906 скважины для фиксирования или закрепления являющегося примером скважинного инструмента 900 над сужением 918 в стволе 906 скважины. Как показано на фиг.10, вторую секцию 904 можно выдвигать от первой секции 902 и к сужению 918 для обеспечения буровому долоту 910 контакта с осевой нагрузкой на сужение 918 и обеспечения разбуривания или расширения сужения 918 буровым доло