Метод закачки для отбора проб тяжелой нефти

Метод закачки для отбора проб тяжелой нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники

[0001] Коллекторы, содержащие тяжелую нефть (например, нефть, имеющую вязкость свыше 1500 сП при температуре коллектора), иногда обладают композиционными градиентами. В случае наличия мощных коллекторов (например, вертикальная протяженность которых превышает 25 метров) эффект композиционных градиентов может усиливаться. Например, композиционные градиенты могут вызвать изменения вязкости по глубине, возможно, изменения, имеющие несколько порядков величины. Таким образом, моделирование изменения давления на тепловую стимуляцию, вытеснение нефти растворителями и/или другие механизмы добычи нефти могут быть затруднены без достаточной информации о композиционных градиентах, в том числе любых разрывах в простирании композиционных градиентов, которые могут указывать на мозаичность коллектора.

Краткое описание фигур

[0002] Суть настоящего изобретения понятна наилучшим образом из следующего подробного описания с использованием ссылок на прилагаемые фигуры. Следует подчеркнуть, что, в соответствии со стандартной практикой в отрасли, различные характеристики отображаются не в соответствии с масштабом. На самом деле размеры различных характеристик могут быть произвольно увеличены или уменьшены в целях ясности описания.

[0003] Фиг. 1 иллюстрирует график, демонстрирующий один или более аспектов настоящего изобретения.

[0004] Фиг. 2 иллюстрирует график, демонстрирующий один или более аспектов настоящего изобретения.

[0005] Фиг. 3 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0006] Фиг. 4 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0007] Фиг. 5 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0008] Фиг. 6 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0009] Фиг. 7 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0010] Фиг. 8 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0011] Фиг. 9 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0012] Фиг. 10 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0013] Фиг. 11 иллюстрирует блок-схему технологического процесса, по меньшей мере, части способа в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

Сущность изобретения

[0014] Следует понимать, что нижеследующее описание предлагает множество различных вариантов изобретения, или примеров, для реализации различных аспектов разнообразных вариантов изобретения. С целью упрощения описания настоящего изобретения ниже приводятся конкретные примеры элементов и комбинаций, которые, естественно, являются просто примерами и не являются исчерпывающими. Кроме того, в настоящем изобретении могут повторяться позиционные цифровые и/или буквенные обозначения в различных примерах. Такое повторение используется в целях простоты и ясности и, само по себе, не обозначает наличие взаимосвязи между различными рассматриваемыми вариантами и/или конфигурациями изобретения, за исключением случаев, когда имеется прямое указание на такую связь.

[0015] Настоящее изобретение представляет закачку жидкости в пласт, обладающий очень низкой подвижностью, например, растворителя в коллектор с тяжелой нефтью, обладающий низким коэффициентом проницаемости по вязкости жидкости, с целью дальнейшего восстановления пониженной вязкости смеси растворителя и тяжелой нефти в скважинном инструменте. Свойства нефти могут быть впоследствии исследованы без влияния на нее растворителя.

[0016] Тяжелая нефть часто встречается в проницаемых пластах неглубокого залегания. Тем не менее, из-за высоких свойств вязкости нефть в этих пластах обладает низкой подвижностью. Подвижность нефти в пласте связана с проницаемостью (k) и вязкостью жидкости (μ) в отношении k/μ. Для растворения достаточного количества тяжелой нефти (например, возможно нескольких литров) в достаточно короткое время для того, чтобы сделать отбор проб осуществимым, воздействию растворителя может подвергаться большая площадь поверхности нефтесодержащего пласта. Введенный растворитель растворяет тяжелую нефть путем диффузии, конвекции и/или других процессов. Например, продвижение фронта диффузии может быть легко предсказано. Продвижение 2 мм в пласт из пустоты может быть результатом введения двух (2) л закачиваемой жидкости в один (1) квадратный метр пласта с разрывами в течение нескольких часов.

[0017] Растворитель может закачиваться через скважинный инструмент с уплотнителем, который направляют в боковую стенку ствола скважины с проникновением в пласт. Скважинный инструмент может включать в себя бурильное сверло, колонковое сверло и/или другой вращающийся элемент, который выдвигается от центра уплотнителя для создания пустоты в пласте через боковую стенку ствола скважины. Пустота может иметь диаметр карандаша, если для создания пустот используется тонкое сверло, но может иметь и больший диаметр, если для создания пустот используется сверло большего диаметра или колонковое сверло. После создания пустоты выдвижной вращательный элемент (например, бурильное сверло или колонковое сверло) может быть извлечен, сохраняя при этом уплотнение вокруг пустоты с помощью уплотнительной прокладки, или другая уплотнительная прокладка может быть помещена вокруг отверстия пустоты для оказания механического давления на часть боковой стенки, прилегающей к отверстию пустоты. Растворитель и/или другая закачиваемая жидкость, доставляемая в камере скважинного инструмента, может затем закачиваться в пласт через пустоту.

[0018] Площадь поверхности пустоты, созданной в боковой стенке ствола скважины, может быть недостаточной для доступа растворителя к достаточному количеству тяжелой нефти в пласте. Например, при использовании тонкого бурового сверла для формирования пустот глубина последних может достигать 15 см, а диаметр равняться приблизительно 1 см, в результате чего площадь поверхности может равняться приблизительно 47,9 см². В таких случаях, в частности, в пределах объема настоящего изобретения, давление закачки может превышать градиент давления гидроразрыва пласта. В результате указанного могут образовываться микротрещины и/или другие разрывы (далее собирательно называемые "разрывы"), которые простираются от пустоты в прилегающую часть пласта. Например, существует возможность выбора давления закачки таким образом, чтобы площадь поверхности, подвергаемая воздействию закачиваемой жидкости, увеличилась примерно до 1 м², хотя объем настоящего изобретения охватывает и другие размеры площади воздействия.

[0019] По мере того, как закачиваемая жидкость проникает в пласт, окружающий пустоту, она уменьшает вязкость объема углеводородов (далее называемые просто "нефть" или "тяжелая нефть") за пределами зоны проникновения, таким образом избегая эмульсий с поверхностным проникновением промывочной жидкости, если такое проникновение присутствует. Образец (например, несколько литров) полученной в результате смеси закачиваемой жидкости и нефти пониженной вязкости может извлекаться с помощью обратной перекачки в скважинный инструмент через пустоты в боковой стенке ствола скважины. В случае, если жидкость закачивалась под давлением, превышающим градиент давления гидроразрыва пласта, то образовавшиеся разрывы впоследствии могут исчезнуть, так как уровень забойного давления падает значительно ниже уровня давления закрытия разрывов (например, при давлении, приблизительно равном 1500 фунт/кв. дюйм ниже давления закрытия разрывов). Дальнейшее проникновение пластовой жидкости в скважинный инструмент остается возможным даже в случае закрытия разрывов до исчерпания объема нефти пониженной вязкости и закачиваемой жидкости.

[0020] Геометрия разрывов, вызванных закачиваемой жидкостью, может регулироваться путем изменения околоскважинного давления с помощью скважинного инструмента таким образом, чтобы возникновение разрыва происходило вблизи дальнего конца пустоты, в сторону, противоположную точке пересечения пустоты со скважиной. Таким образом, искусственно образованные разрывы могут простираться от ствола скважины, не пересекая скважину. Если искусственно образованные разрывы достигают скважины, образовавшееся в результате этого гидравлическое короткое замыкание коллектора будет означать, что закачиваемая жидкость будет просто введена в скважину таким образом, что последующие пробы жидкости будут в основном содержать промывочную жидкость вместо нефти из пласта. Околоскважинное давление, нарушенное присутствием скважины, может дополнительно изменяться вследствие наложения двух видов давления, создаваемых скважинным прибором: механического давления уплотнительной прокладки и гидравлического давления закачиваемой жидкости. Пустоты могут быть пробурены от центра уплотнительной прокладки на глубину, приблизительно равную диаметру ствола скважины. Разрывы, инициируемые на таком расстоянии от скважины, частично проходят через околоскважинное поле напряжений. Разрывы, начинающиеся с этой позиции, могут распространяться в направлении снижения минимального напряжения, которое простирается от скважины к дальней зоне. Таким образом, в сочетании с давлением прорыва закачиваемой жидкости, давление, оказываемое уплотнительной прокладкой на часть боковой стенки скважины, окружающей отверстие пустоты, может быть достаточным для того, чтобы полнокасательное напряжение внутри пустоты достигло прочности на разрыв пласта возле конца пустоты. Баланс механического и гидравлического давления может зависеть от давления в дальней зоне пласта, степени нарушения давления, вызванного скважиной, а также прочности породы, составляющей пласт. Описываемые ниже скважинные инструменты, которые могут быть использованы для реализации этого метода (используемые независимо или в сочетании), могут иметь возможность обеспечения такого сочетания механического и гидравлического давления, достаточного для создания желаемых искусственно образованных разрывов.

[0021] На основе соотношения различных типов давления, вызываемых и изменяемых уплотнительной прокладкой скважинного инструмента и закачиваемой жидкостью, разрыв в результате воздействия гидравлической силы на пустоту в боковой стенке скважины может повлечь за собой минимизацию стягивающего усилия в сторону напряжения. Это, например, может происходить в ответ на увеличение давления закачки и разницу давлений, представленную разницей между максимальным и минимальным давлением в плоскости, перпендикулярной пустоте. Увеличение давления закачки может быть постоянным вдоль пустоты в боковой стенке ствола скважины таким образом, что изменение давления, окружающего пустоты, может позволить определить местоположение источника разрыва. Когда плоскость, перпендикулярная пустоте, касается окружности ствола скважины, максимальное давление превращается в стягивающее усилие, а минимальное давление превращается в скважинное осевое напряжение. Поскольку ограничения движения пласта в ствол скважины отсутствуют, разница между стягивающим усилием и осевой нагрузкой может быть большой. Это будет положение вдоль пустоты, где разница между максимальным и минимальным давлениями в плоскости, перпендикулярной пустоте, достигает максимума таким образом, что на пересечении пустоты и скважины будет происходить разрыв (например, открытие пустоты). Таким образом, если коэффициент Пуассона пласта является изотропным, добавление усилия уплотнительной прокладки, перпендикулярного к окружности скважины, увеличит максимальное и минимальное давление в плоскости, перпендикулярной к пустоте, на ту же величину. Следовательно, относительная разница между максимальным и минимальным давлением в плоскости, перпендикулярной к пустоте, может уменьшаться, тем самым защищая эту часть пустоты от разрыва. Эффект от усилия уплотнительной прокладки уменьшается по мере удаления от ствола скважины, так что точка максимальной разницы между максимальным и минимальным давлением в плоскости, перпендикулярной к пустоте, где начинается разрыв, перемещается вдоль пустоты в сторону, противоположную от скважины.

[0022] Скважинный инструмент может также быть расположен в скважине таким образом, чтобы пустота, создаваемая в боковой стенке ствола скважины, находилась в плоскости, испытывающей два самых высоких основных давления. Искусственно образованные разрывы могут затем находиться в одной и той же плоскости, что и пустота. Такое расположение может снизить падение давления между искусственно образованными разрывами, пустотой и скважинным инструментом, когда смесь закачиваемой жидкости и нефти пониженной вязкости втягивается обратно в скважинный инструмент.

[0023] Кроме того, бассейны, подверженные надвигу или сдвиговому разрыву, могут создавать анизотропию давлений, что может приводить к удлинению пустоты. Это может быть использовано для расположения скважинного инструмента, например, с использованием тандемных инструментов плотностного каротажа для получения приемлемого каротажа по калибровочной короткой оси, которая также является направлением максимального горизонтального давления. Расположение скважинного прибора по короткой оси может быть достигнуто, например, путем совмещения его с прибором плотностного каротажа под углом 90 градусов и открытия, в первую очередь, прибора плотностного каротажа, который, естественно, будет располагаться по длинной оси, перед установкой бурового/колонкового сверла скважинного инструмента по короткой оси.

[0024] Когда закачиваемая жидкость закачивается под давлением, превышающим гидростатическое, сам пласт может обеспечивать уплотнение вместо глинистой корки, что присутствует при обычных методах втягивания. Поле возрастающего давления, создаваемого закачиваемой жидкостью и искусственно образованными разрывами, представляет собой функцию проницаемости пласта, наряду с вязкостью коллектора и закачиваемой жидкостью. Это поле давления может пересекать и проникать в скважину там, где оно превышает гидростатическое давление вне периметра уплотнительной прокладки. Например, экспериментальные результаты, касающиеся закачиваемой жидкости, обладающей вязкостью от 1 сП, закачиваемой в пласт с проницаемостью 1 Дарси, содержащий нефть с вязкостью 1 сП, с этой консервативной нулевой поверхностной симуляцией на 1 м² области разрывов, продемонстрировали скорость вытекания жидкости, равную 33% от скорости закачивания. В пластах низкой мобильности, содержащих тяжелую нефть, скорость утечки может быть существенно ниже.

[0025] При введении закачиваемой жидкости, горячей воды и/или другой жидкости(тей) в пласт может возникнуть необходимость минимизировать объем вводимых примесей. Например, если значительный объем бурового раствора закачивается перед введением закачиваемой жидкости, проницаемость поверхностей искусственно созданных разрывов может быть нарушена. Объем закачиваемой жидкости, предшествующий введению закачиваемой жидкости, может равняться, например, объему пустоты и объему внутреннего отводного потока скважинного инструмента, направляемого обратно в запорный клапан пласта (позади этого клапана внутренний отводной поток скважинного инструмента может быть спущен). Этот общий объем может составлять около 24 мл, хотя другие объемы также входят в объем настоящего изобретения.

[0026] Также является возможным определить содержание асфальтена в тяжелой нефти в присутствии закачиваемой жидкости путем использования нефтерастворимого красителя и/или растворителя, имеющего пиковую поглощающую способность в диапазоне аппарата оптической спектроскопии скважинного инструмента. Асфальтенный анализ может выявить композиционные градиенты, даже когда растворенный образец нефти является непригодным для обычного лабораторного исследования пластовых флюидов. Закачиваемая жидкость может также быть выбрана на основе, по меньшей мере частично, совместимости с эластомерными компонентами скважинного инструмента, такими как VITON компании DUPONT PERFORMANCE ELASTOMERS L.L.C., CHEMRAZ компании GREEN, TWEED & Co. и/или нитрил, которые, среди прочего, находятся в пределах объема настоящего изобретения. Например, закачиваемая жидкость может представлять собой или содержать сероуглерод и/или диметиловый эфир. Закачиваемая жидкость может также частично или значительным образом состоять из горячей воды, в том числе в случае реализации вариантов, при которых внутренняя отборная камера скважинного прибора содержит воду, нагревающуюся в результате экзотермической химической реакции и/или других внутренних средств. Закачиваемая жидкость может дополнительно или альтернативно включать органические растворители. Примерами закачиваемой жидкости, среди прочих, могут быть один или несколько следующих веществ: толуол, бензол, ксилол, ацетон, пиридин, метиленхлорид, пентан, гексан, гептан, дизельное топливо, керосин и легкие ароматические углеводороды.

[0027] Варианты использования, при которых закачиваемая жидкость частично или значительным образом состоит из сероуглерода, могут быть желательны для применения к сырой нефти. Например, сероуглерод является, главным образом, прозрачным в видимой и ближней инфракрасной областях, определяемых скважинными спектрометрами. Фиг. 1 иллюстрирует график, демонстрирующий спектр дисульфида углерода 105 и два примера нефти 115 и 117. Оба типа нефти обладают гораздо более сильной поглощающей способностью, чем сероуглерод в цветных и углеводородных областях. Поскольку сероуглерод не обладает сильной поглощающей способностью в этой области, спектр нефти, смешанной с сероуглеродом, является сходным со спектром неразбавленной нефти, уменьшенной на постоянную фракцию (т.е. на тот же самый процент при всех длинах волн). Таким образом, концентрации различных компонентов в сырой нефти могут оцениваться путем измерения спектра нефти, растворенной в сероуглероде. Фиг. 2 демонстрирует график, иллюстрирующий спектр 215 образца нефти 115, разбавленной в 10% сероуглероде, и спектр 217 неразбавленной нефти 115, поделенный на 10. Фиг. 2 также демонстрирует спектр 225 образца нефти 117, разбавленной в 10% сероуглероде, и спектр 227 неразбавленной нефти 117, поделенный на 10. Фиг. 2 демонстрирует хорошее соотношение между спектрами разбавленных и неразбавленных образцов нефти (поделенных на 10).

[0028] Если степень разбавления известна, абсолютные концентрации различных компонентов в сырой нефти также могут быть оценены посредством измерения спектра разбавленной нефти. Таким образом, продолжая на примере, показанном на Фиг. 1 и 2, нефть 115 обладает значительно большей поглощающей способностью в цветовом спектре, чем нефть 117. В спектре образцов нефти, разбавленных в сероуглероде, нефть 115 обладает почти на порядок более сильной поглощающей способностью, чем нефть 117, при 500 нм. Поскольку известно, что поглощающая способность в цветовом спектре пропорциональна концентрации асфальтенов и так как эти два вида нефти разводили до одинакового уровня в сероуглероде, данные, продемонстрированные на Фиг. 2, дают возможность предположить, что нефть 115 содержит на порядок больше асфальтенов, чем нефть 117. Это было подтверждено экспериментально.

[0029] Сероуглерод может не обладать функцией поглощения в области, измеряемой с помощью скважинной спектрометрии. Таким образом, степень разбавления не может быть оценена посредством измерения спектра разбавленной нефти. Тем не менее, вместо сероуглерода может быть использован фуран и/или другие материалы таким образом, что закачиваемая жидкость растворяет в достаточной степени сырую нефть и обладает свойством оптического поглощения, что может позволить произвести оценку количества закачиваемой жидкости в образце, извлеченном из пласта. Это может, таким образом, позволить произвести оценку степени разбавления.

[0030] Оптический краситель, который содержит уже измеренное поглощение, может также добавляться в закачиваемую жидкость в известных количествах. Следовательно, количественная оценка красителя путем скважинной спектрометрии может позволить провести точную оценку объема разведения. Такой краситель может растворяться в пластовой нефти и закачиваемой жидкости может быть термически стабильным, и/или может обладать поглощающей способностью на одной или нескольких длинах волн в диапазоне от приблизительно 0,3 до приблизительно 2,5 микрон, например, на длине волны, равной приблизительно 1 микрону. Примерами таких красителей могут являться IRA 980BY, производимый компанией EXCITON, и NIR1031M, производимый компанией QCR SOLUTIONS CORP., хотя другие красители также входят в объем настоящего изобретения.

[0031] Описав аспекты методологии, представленной настоящим изобретением, последующее обсуждение относится к различным механизмам, которые могут быть использованы для реализации одного или более аспектов способов в пределах объема настоящего изобретения. Известно, что бурение скважин часто происходит с целью поиска подземных пластов (также известных как пласты-коллекторы), содержащих высоковостребованные жидкости, такие как нефть, газ или вода. Бурение скважины происходит с помощью надземной или надводной буровой установки, а сам ствол скважины простирается внутри подземного пласта. Скважина может оставаться "открытой" после бурения (то есть, без крепления скважины обсадными трубами) или снабжена обсадной колонкой (также известной под названием лейнер) для формирования "обсаженной" скважины. Обсаженная скважина создается путем вставки цепи соединенных между собой трубчатых секций (т.е. колен) в открытом стволе скважины и закачивания цемента в скважину через центр колонны труб. Цемент вытекает из нижней части колонны труб и возвращается к поверхности через кольцевое пространство, образованное между колонной труб и боковой стенкой ствола скважины. Цемент, таким образом, используется на внешней стороне трубной колонны для фиксации колонны на месте для обеспечения степени структурной целостности, а также для обеспечения уплотнения между пластом и обсадной колонной.

[0032] Фиг. 3 и 4 иллюстрируют устройство опробования пласта в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения. Устройство, демонстрируемое на Фиг. 3 и 4, имеет модульную конструкцию, хотя цельно устройство также находится в пределах объема настоящего изобретения. Устройство А представляет собой скважинный инструмент, который может быть опущен в скважину (не показано) с помощью кабеля (не показан) с целью выполнения, по меньшей мере, части вышеописанной методики. Кабельные соединения со скважинным инструментом А, устройства питания, а также электронное оборудование связи не демонстрируются в целях большей ясности. Линии электропитания и коммуникационные кабели, простирающиеся по всей длине скважинного инструмента А, в общем виде показаны на схеме 8. Эти линии электропитания и коммуникационные кабели известны специалистам в данной области техники и находились в коммерческом использовании в прошлом. Этот тип контрольно-измерительной аппаратуры может устанавливаться в верхней части скважинного инструмента А, примыкающего к кабельному соединению скважинного инструмента А, при этом электрокабели проходят через скважинный инструмент А к различным компонентам устройства.

[0033] Скважинный инструмент A может иметь различные конфигурации гидравлического силового модуля С, модуля E зонда (содержащего по меньшей мере один зонд в сборке 10), мультизондового модуля F (содержащего по меньшей мере один резервуарный зонд 14 и по меньшей мере один горизонтальный зонд в сборке 12), пакерного модуля P, модуля D анализа жидкости, модуля М откачки, модуля N управления потоком и модуля S для проб (два из которых показаны на Фиг. 4). Количество и/или взаимодействие этих и, возможно, других модулей может варьироваться в пределах объема настоящего изобретения.

[0034] Гидравлический силовой модуль C состоит из насоса 16, резервуара 18 и электродвигателя 20 для управления работой насоса 16. Реле 22 низкого давления масла может использоваться для предупреждения оператора установки о низком уровне масла и, как таковой, может быть использован в процессе регулировки работы насоса 16.

[0035] Гидравлический трубопровод 24, соединенный с нагнетательным отверстием насоса 16, может проходить через гидравлический силовой модуль С и входить в соседние модули для использования в качестве гидравлического источника питания. Гидравлический трубопровод 24 может проходить через гидравлический силовой модуль С в модули Е и/или F зондов в зависимости от используемой конфигурации. Гидравлическая система может запираться с помощью трубопровода 26 возврата гидравлической жидкости, который может проходить от модуля Е зонда обратно в гидравлический силовой модуль С, где он может заканчиваться в резервуаре 18.

[0036] Модуль М откачки может использоваться для извлечения жидкости из пласта через модули Е или F зондов или пакерный модуль P и последующей закачки пластовой жидкости в один или несколько модулей S для проб, возможно на фоне буферного раствора в модуле S для проб. Модуль М откачки может также использоваться для перекачки закачиваемой жидкости в пласт через пустоту, созданную в боковой стенке ствола буровой скважины, как описано выше. Модуль М откачки может также использоваться для выведения нежелательных образцов путем откачки жидкости из трубопровода 54 в скважину и/или перекачивания жидкости из скважины в трубопровод 54, например для накачивания сдвоенных пакеров 28 и 30.

[0037] Модуль М откачки может включать насос 92, который может получать питание от гидравлической жидкости из другого насоса 91. Насос 92 может использоваться для извлечения жидкости и/или закачки жидкости из/в трубопровод 54, а также для откачки нежелательных образцов через напорный трубопровод 95. Модуль М откачки, среди прочих функций, может включать устройства управления для регулировки насоса 92 и/или соединения трубопроводов (например, трубопровода 54 с напорным трубопроводом 95). Насос 92 может быть настроен для выкачивания закачиваемой жидкости из модулей S для проб и/или для закачивания пластовой жидкости в модули S для проб. Модуль М откачки может также использоваться для достижения постоянного давления или постоянной скорости закачивания, в том числе для введения закачиваемой жидкости на достаточно высокой скорости и/или при достаточно высоком давлении с целью образования разрывов, как описано выше.

[0038] Зонд 10 модуля Е в сборке может быть статическим или избирательно подвижным относительно скважинного инструмента А. Контроллер 40 может контролировать перемещение зонда 10 в сборке, а также может быть использоваться для подсоединения гидравлических трубопроводов 24 и 26 к дополнительным трубопроводам (например, трубопроводам 42 и 44). Зонд 46 может быть установлен на раме 48, которая является подвижной относительно скважинного инструмента А. Зонд 46 также может быть подвижным по отношению к раме 48. Такие относительные движения могут также управляться контроллером 40, который, например, может направить жидкость из трубопроводов 24 и 26 выборочно в трубопроводы 42, 44 таким образом, чтобы направить зонд 46 и/или раму 48 на внешний контакт с боковой стенкой ствола скважины, прилегающей к сформированной там пустоте, как описано выше. Выдвижение зонда 46 и/или рамы 48 может направить зонд 46 к боковой стенкой ствола скважины, что может быть достаточным для прижатия уплотнительной прокладки зонда 46 (например, эластомерного кольца) к боковой стенке ствола скважины вокруг отверстия пустоты, образованной в боковой стенке ствола скважины, создавая тем самым уплотнение между скважиной и зондом 46 вокруг отверстия пустоты. Функционирование зондов 12 и 14 может быть значительно сходным с функционированием зонда 10.

[0039] Трубопровод 54 может проходить от зонда 46 в модуле Е зонда к внешней периферии 32 в точке между пакерами 28 и 30 через примыкающие модули и в модули S для проб. Таким образом, вертикальный зонд 10 и резервуарный зонд 14 могут позволить пластовым жидкостям проникнуть в пробоотборный трубопровод 54, возможно с прохождением одного или нескольких резистивных датчиков 56, датчика давления 58 и устройства для предварительного тестирования 59, в зависимости от желаемой конфигурации. Трубопровод 64 может также позволять пластовым жидкостям попадать в трубопровод 54. Модуль F зонда может иметь запорный клапан 62 в сторону течения от резистивного датчика 56, ограничивающий внутренний объем трубопровода, например, с целью повышения точности динамических измерений, выполненных датчиком давления 58. Запорный клапан 62 также может быть открыт для того, чтобы открыть поток в другие модули через трубопровод 54.

[0040] Первоначально полученные образцы пластовой жидкости могут быть загрязнены, например, глинистой коркой и/или фильтратом. Такие примеси могут быть удалены из потока пробы до момента сбора образцов. Таким образом, модуль М откачки может быть использован для первоначальной очистки загрязненной жидкости, извлекаемой из пласта.

[0041] Модуль D анализа жидкости может содержать оптический анализатор флюидов 99, который может быть использован как описано выше. В процессе промывки загрязнения из скважинного прибора А пластовая жидкость может продолжать прохождение через пробоотборный трубопровод 54, проходящий через прилегающие модули, возможно, включая модуль D анализа жидкости, модуль М откачки, модуль N управления потоком и любое количество модулей S для проб, которые могут включаться в скважинный инструмент А. Пробоотборный трубопровод 54 может проходить через всю длину различных модулей, также могут присутствовать несколько модулей S для проб. Другая возможность предусматривает оснащение единичного модуля S для проб множеством небольших камер для проб малого диаметра, например, путем размещения таких камер стенка к стенке и, возможно, на одинаковом расстоянии от оси модуля S для проб.

[0042] Модуль N управления потоком может включать датчик 66 потока, контроллер 68 потока, поршень 71, резервуары 72, 73 и 74, а также выборочно регулируемый клапан 70. Заданный размер пробы может быть получен при определенной скорости потока с использованием описанного выше оборудования. Модули S для проб могут быть использованы, таким образом, для отбора одного или нескольких образцов жидкости, проходящей через трубопровод 54. Если один или более модулей S для проб являются мультипробными, модуль N управления потоком может также регулировать частоту отбора проб. Например, может открываться клапан 80, а также другие клапаны 62, 62А или 62В (в зависимости от того, какой клапан является регулирующим для модуля для проб) для направления пластовой жидкости через модуль для проб в трубопровод 54, а также в полость 84с для сбора проб в камере 84 модуля S для проб. Затем клапан 80 может закрываться с целью изоляции пробы, а регулирующий клапан модуля S для проб может закрываться для закрытия выборочного отводного трубопровода 54. Камера 84 может содержать полость 84с для сбора проб, а также нагнетательную/буферную полость 84p. Скважинный инструмент A может затем быть перемещен в другое место, и процесс может повторяться.

[0043] Дополнительные пробы могут храниться в любом количестве в дополнительных модулях S для проб. Например, при наличии двух модулей S для проб (как показано на Фиг. 4), после наполнения полости 84с для сбора проб верхнего модуля S для проб путем регулирования клапана 80, другой образец может быть помещен на хранение в полость 90с для сбора проб в камере 90 нижнего модуля S для проб посредством открытия клапана 88, соединенного с полостью 90с для сбора проб. Камера 90 может также содержать нагнетательную/буферную полость 90p. Следует отметить, что каждый модуль S для проб может содержать свой собственный узел управления, как изображено на Фиг. 4 под номерами 100 и 94.

[0044] Одна или более полостей 84c и 90c для сбора проб также могут подавать закачиваемую жидкость для понижения вязкости с поверхности для введения в пласт через боковую стенку пустоты. Различные компоненты других модулей (например, одного или нескольких из вышеописанных насосов, трубопроводов и клапанов) затем могут быть использованы для введения закачиваемой жидкости из полости 84c/90c для сбора проб в пласт. Один или несколько модулей S для проб также могут содержать нагреватель 89 для нагрева закачиваемой жидкости и/или образца пластовой жидкости в полости 84c/90c для сбора проб. Такое нагревание может быть резистивным, химическим и/или иным.

[0045] Буферная жидкость, такая как скважинная жидкость максимального давления, может применяться к задним стенкам поршней в камерах 84 и 90 для поддержания контроля давления пластовой жидкости, доставляемой в модули S для проб. Например, клапаны 81 и 83 могут открываться, а насос 92 модуля М откачки может перекачивать жидкость в трубопровод 54 под давлением, превышающим давление ствола скважины. Это действие может ослабить или уменьшить импульс давления или "шоковое" состояние, испытываемое во время откачивания. Этот "низкошоковый" способ отбора проб может быть использован для получения образцов жидкости из рыхлых пластов и может позволить выведение пробной жидкости под повышенным давлением с помощью насоса 92.

[0046] Отдельные модули скважинного инструмента А могут быть сконструированы таким образом, чтобы позволить осуществить быстрое подключение/отключение друг к другу или друг от друга. Во избежание наличия точек накопления примесей между модулями могут использоваться сливные соединения вместо соединений типа "выступ-впадина".

[0047] Управление потоком во время отбора проб может позволить использовать различные скорости потока. В ситуациях с низкой проницаемостью такое управление потоком может помочь предотвратить забор пластовой жидкости при давлениях ниже давления насыщения и/или точки осаждения асфальтенов.

[0048] Фиг. 5 иллюстрирует схематическое изображение, по меньшей мере, части скважинного инструмента 212 в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения. Скважинный инструмент 212 может в значительной мерой походить на скважинный инструмент А, изображенный на Фиг. 3 и 4, при наличии возможных исключений и/или дополнений, описанных ниже. Например, несмотря на то, что один или более компонентов и/или особенностей скважинного инструмента А, изображенных в Фиг. 3 и 4, могут отсутствовать в изображении скважинного инструмента 212, показанного на Фиг. 5, следует понимать, что скважинный инструмент 212 может в действительности включать такие компоненты и/или особенности скважинного инструмента А в пределах настоящего изобретения. Скважинный инструмент 212, показанный на Фиг. 5, также может быть объединен или использован иначе в сочетании со (например, в том же буровом снаряде) скважинным инструментом А, показанным на Фиг. 3 и 4. Таким образом, несмотря на то, что одно или более из компонентов и/или особенностей скважинного инструмента 212, показанного на Фиг. 5, могут не отображаться в скважинном инструменте А, показанном на Фиг. 3 и 4, следует понимать, что скважинный инструмент А может в действительности содержать такие компоненты и/или особенности скважинного инструмента 212 в пределах настоящего изобретения.

[0049] Скважинный инструмент 212 может быть подвешен с помощью кабеля 213 внутри колонны труб 211, обсаживаемых ствол скважины 210 и поддерживаемых цементом 210b. Для определения смещения кабеля 213 по отношению к опорному механизму на поверхности (например, ролик блока) и, следовательно, определения глубины скважинного инструмента 212 могут использоваться глубинные манометры. Длина кабеля может регулироваться с помощью соответствующих средств на поверхности, например, барабана и механизма лебедки (не показан).