Скважинный инструмент для сбора данных из приповерхностного пласта (варианты) и способ измерения свойств флюида, присутствующего в приповерхностном пласте

 

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано при определении различных параметров и свойств приповерхностного пласта. Устанавливают в ствол скважины бурильную колонну. Инструмент содержит трубчатую оправку, выполненную с возможностью осевого соединения с бурильной колонной, и стабилизирующий элемент, расположенный вокруг трубчатой оправки для относительного вращения стабилизирующего элемента и трубчатой оправки. Со стабилизирующим элементом соединены ребра и средство для зацепления силами трения со стенкой ствола скважины. Стабилизирующий элемент поддерживает исполнительную систему. Одним из ребер поддерживается зонд, выполненный с возможностью перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри одного ребра и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта. Изобретение позволяет собирать данные о пласте непосредственно во время бурения с использованием элементов бурильной колонны и минимизировать количество спускоподъемных операций бурильного оборудования. 4 с. и 19 з.п. ф-лы, 9 ил.

Настоящее изобретение относится к определению различных параметров в приповерхностном пласте, проходимом стволом скважины при бурении. Более конкретно, это изобретение относится к скважинному инструменту для сбора данных из приповерхностного пласта и способу измерения свойств флюида, присутствующего в этом пласте.

Эксплуатация нефтяной скважины и добыча в современных условиях включают в себя непрерывный контроль параметров приповерхностного пласта. Один аспект стандартной процедуры исследования пласта касается параметров давления в залежи и проницаемости породы залежи. Непрерывный контроль таких параметров, как давление и проницаемость залежи, отражает изменение пластового давления на протяжении периода времени и является существенным для предсказания уровня добычи и ресурса приповерхностного пласта. В современных условиях эксплуатации эти параметры обычно получают посредством каротажа с помощью спускаемого в скважину на тросе инструмента с испытателем пласта. Для выполнения измерений этого вида необходима дополнительная спускоподъемная операция, другими словами, удаление бурильной колонны из ствола скважины, спуск испытателя пласта в ствол скважины для сбора данных о пласте, после этого извлечение опробывателя пласта, спуск бурильной колонны назад в ствол скважины для дальнейшего бурения. Поэтому для параметров пласта, включая давление, является обычным контроль с помощью спускаемых в скважину на тросе инструментов для контроля пласта, таких как инструменты, описанные в источниках [1-5].

Каждому из вышеупомянутых патентов присуще ограничение, заключающееся в том, что описанные в них инструменты для контроля пласта обеспечивают возможность сбора данных о пласте, лишь пока спускаемые в скважину на тросе инструменты находятся в стволе скважины и в физическом контакте с представляющей интерес зоной пласта. Поскольку операция спуска и подъема с целью использования таких инструментов для контроля пласта приводит к расходу значительного количества дорогостоящего времени бурения, ее обычно выполняют в обстоятельствах, когда данные о пласте абсолютно необходимы, или когда спуск и подъем бурильной колонны вызваны сменой буровой коронки или другими причинами.

Из источника [6] известен скважинный инструмент для сбора данных из приповерхностного пласта, включающий зонд для сбора данных. Также из источника [6] известен способ измерения свойств флюида, присутствующего в приповерхностном пласте, при котором устанавливают бурильную колонну в ствол скважины, проходящей приповерхностный пласт. Известные устройство и способ приняты в качестве ближайших аналогов.

Приведенные в источнике [6] устройство и способ используют для сбора данных о пласте элементы, соединенные с бурильной колонной, и не требуют извлечения бурильной колонны из скважины. Однако сбор данных возможен только в то время, когда бурильная колонна, находящаяся в стволе скважины, неподвижна, то есть когда бурильные работы не проводятся или приостановлены. Скважинный инструмент для сбора данных из приповерхностного пласта, описанный в источнике [6], не содержит элементов, рассчитанных на относительное вращение, что не позволяет выполнить качественное измерение во время бурильных работ, то есть не останавливая бурильную колонну.

Доступность данных о пласте породы на основе реального масштаба времени при бурении скважины является ценным качеством. Пластовое давление, получаемое в реальном масштабе времени во время бурения, позволяет инженеру-буровику или буровому мастеру принимать решения, связанные с изменениями массы и состава бурового раствора, а также параметров проходки, намного раньше, и тем самым способствовать безопасности бурения. Доступность данных о пласте породы в реальном масштабе времени также желательна для того, чтобы иметь возможность производить точную регулировку массы буровой коронки в зависимости от изменений пластового давления и изменений проницаемости, с тем, чтобы операцию бурения можно было осуществлять при ее максимальной эффективности.

Поэтому техническим результатом настоящего изобретения является создание способа и инструмента, используемых при бурении скважины и обеспечивающих возможность сбора различных данных о пласте из представляющей интерес приповерхностной зоны непосредственно во время операции бурения в реальном масштабе времени. Так как в это время бурильная колонна с ее утяжеленными бурильными трубами, буровая коронка и другие элементы для бурения находятся внутри ствола скважины, то исключается или минимизируется необходимость в спуске и подъеме бурильного оборудования скважины исключительно для спуска инструментов контроля пласта в ствол скважины с целью выявления этих параметров пласта.

При этом желательно использовать, по меньшей мере, одну из деталей бурильной колонны для получения таких данных о параметрах пласта и невращающийся стабилизирующий инструмент на бурильной колонне для вхождения в контакт с пластом, для того чтобы посредством этого собрать информацию.

Этот технический результат достигается тем, что скважинный инструмент сбора данных из приповерхностного пласта, согласно изобретению, содержит трубчатую оправку, выполненную с возможностью осевого соединения с бурильной колонной, установленной в стволе скважины, проходящем приповерхностный пласт, и стабилизирующий элемент, расположенный вокруг трубчатой оправки для относительного вращения стабилизирующего элемента и трубчатой оправки, ребра, соединенные со стабилизирующим элементом, средство, соединенное со стабилизирующим элементом, для зацепления силами трения со стенкой ствола скважины, предохраняющего стабилизирующий элемент от вращения относительно стенки ствола скважины, исполнительную систему, поддерживаемую, по меньшей мере, частично стабилизирующим элементом, и зонд, поддерживаемый, по меньшей мере, одним из ребер и выполненный с возможностью перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри одного ребра и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта.

Предпочтительно, ребра разнесены по радиальным направлениям на расстояния друг от друга и ориентированы по оси или по спирали вдоль стабилизирующего элемента.

Средство для зацепления силами трения может включать несколько ребер или несколько стабилизирующих лопастей или какую-либо комбинацию из них. Когда для обеспечения зацепления силами трения со стволом скважины выбраны стабилизирующие лопасти, то предпочтительно, чтобы каждая из лопастей располагалась между двумя ребрами.

Средство для зацепления силами трения может также включать пружинную систему для продвижения средства для зацепления силами трения в соприкосновение со стенкой ствола скважины для предотвращения вращения средства для зацепления силами трения относительно стенки ствола скважины. Предпочтительно, чтобы пружинная система включала несколько выгнутых пружинящих лопастей, каждая из которых имеет присущую пружине жесткость.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения зонд включает упругий пакер, расположенный в цилиндрическом отверстии в одном из ребер стабилизирующего элемента, и имеет центральное отверстие, трубопровод, имеющий открытый конец, расположенный для сообщения по флюиду с центральным отверстием в пакере, и клапан фильтра, расположенный в центральном отверстии пакера вокруг открытого конца трубопровода и способный перемещаться между первым положением, закрывая открытый конец трубопровода, и вторым положением, обеспечивающим возможность фильтрованному пластовому флюиду протекать между пластом и трубопроводом.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения исполнительная система включает гидравлическую систему, средство для избирательного повышения давления рабочей жидкости в гидравлической системе, расширяющийся сосуд, сообщенный по флюиду с гидравлической системой и способный расширяться при повышенном давлении в рабочей жидкости и сжиматься при пониженном давлении в рабочей жидкости. Сосудом является, предпочтительно, расширяющийся сильфон, соединенный с пакером зонда, так что расширение сильфона при повышенном давлении в рабочей жидкости приводит к перемещению пакера в плотное зацепление со стенкой ствола скважины.

Исполнительная система может дополнительно включать клапан последовательности, срабатывающий при обнаружении заранее заданного давления в рабочей жидкости, получающегося в результате максимального расширения сильфона, для перемещения клапана фильтра зонда во второе положение, в результате чего флюид, находящийся в пласте, может втекать в открытый конец трубопровода.

Кроме того, является предпочтительным, чтобы скважинный инструмент, согласно настоящему изобретению, содержал датчик, сообщенный по флюиду с трубопроводом зонда, для измерения свойства пластового флюида. В предпочтительном варианте осуществления датчик представляет собой датчик давления, выполненный с возможностью восприятия давления пластового флюида.

Полезно, чтобы стабилизирующий элемент был выполнен невращающимся.

Вышеуказанный технический результат достигается также и тем, что скважинный инструмент для сбора данных из приповерхностного пласта, согласно изобретению, содержит трубчатую оправку, выполненную с возможностью осевого соединения с бурильной колонной, установленной в стволе скважины, проходящем приповерхностный пласт, стабилизирующий элемент, расположенный вокруг трубчатой оправки для относительного вращения стабилизирующего элемента и трубчатой оправки, ребра, соединенные со стабилизирующим элементом для зацепления силами трения со стенкой ствола скважины, предохраняющую стабилизирующий элемент от вращения относительно стенки ствола скважины, исполнительную систему, поддерживаемую, по меньшей мере, частично стабилизирующим элементом, и зонд, поддерживаемый одним из ребер и выполненный с возможностью перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри одного ребра и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта.

В еще одном варианте выполнения скважинный инструмент для сбора данных из приповерхностного пласта содержит трубчатую оправку, выполненную с возможностью осевого соединения с бурильной колонной, установленной в стволе скважины, проходящем приповерхностный пласт, стабилизирующий элемент, расположенный вокруг трубчатой оправки, для относительного вращения стабилизирующего элемента и трубчатой оправки, ребра, соединенные со стабилизирующим элементом и разнесенные по радиальным направлениям на расстояния друг от друга, стабилизирующие лопасти, соединенные со стабилизирующим элементом для зацепления силами трения со стенкой ствола скважины, предохраняющего стабилизирующий элемент от вращения относительно стенки ствола скважины, исполнительную систему, поддерживаемую, по меньшей мере, частично стабилизирующим элементом, и зонд, поддерживаемый одним из ребер и выполненный с возможностью перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри одного ребра и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта. При этом каждая стабилизирующая лопасть может быть расположена между двумя ребрами. Каждая стабилизирующая лопасть может также включать выгнутую пружину, имеющую присущую пружине жесткость, для приведения стабилизирующей лопасти в зацепление силами трения со стенкой ствола скважины.

Вышеуказанный технический результат достигается тем, что в способе измерения свойства флюида, присутствующего в приповерхностном пласте, согласно изобретению устанавливают бурильную колонну в ствол скважины, проходящий приповерхностный пласт, устанавливают невращающийся элемент инструмента, расположенного в бурильной колонне в зацеплении со стенкой ствола скважины так, что невращающийся элемент не может перемещаться относительно стенки ствола скважины, и перемещают зонд, поддерживаемый невращающимся элементом, в плотное зацепление со стенкой ствола скважины для установления сообщения между пластом и невращающимся элементом.

В предпочтительном варианте осуществления флюид вводится из пласта в датчик, например в датчик давления, поддерживаемый скважинным инструментом для восприятия свойства пласта. Такое перемещение флюида осуществляют с помощью зонда, который выполнен с возможностью перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри невращающегося элемента и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные пласта.

Целесообразно в качестве зонда использовать зонд, включающий упругий пакер, расположенный в цилиндрическом отверстии в невращающемся элементе, и имеющий центральное отверстие, трубопровод, имеющий открытый конец, расположенный для сообщения по флюиду с центральным отверстием в пакере, и клапан фильтра, расположенный в центральном отверстии пакера вокруг открытого конца трубопровода и способный перемещаться между первым положением, закрывая открытый конец трубопровода, и вторым положением, обеспечивающим возможность фильтрованному пластовому флюиду протекать между пластом и трубопроводом.

С тем, чтобы можно было в деталях понять способ, которым достигаются перечисленные выше особенности, преимущества и цели настоящего изобретения, более конкретное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения приведено ниже со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых: фиг. 1 - виды, частично в вертикальном разрезе и частично в виде структурной схемы, обычных буровой установки и бурильной колонны, в которых использовано настоящее изобретение; фиг. 2 - вид в разрезе невращающегося стабилизатора в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, снабженного ребрами с узлами зондов; фиг. 3 - перспективный вид невращающегося стабилизирующего элемента (невращающейся втулки) стабилизатора в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения, снабженной ребрами и стабилизирующими лопастями; фиг.4 - вид сверху в разрезе невращающегося стабилизатора из фиг.2; фиг. 5 - перспективный вид, частично в разрезе, ребра, показанного на фиг.4, в частности, показывающее использование ряда зондов на ребре; фиг.6 - схематический вид движения флюида, отражающее перемещение флюида из пласта через невращающийся стабилизатор для восприятия одного или нескольких свойств флюида, например давления; фиг. 7 - вид в разрезе одного зонда в отведенном положении внутри ребра невращающегося стабилизатора; фиг.8 - вид в разрезе зонда, показанного на фиг.6 в выдвинутом положении и с зацеплением стенки ствола скважины; и фиг.9 - схематический вид невращающегося стабилизатора с блоком для выработки электрической энергии и элементами для передачи данных.

На фиг. 1 показаны обычные буровая установка и бурильная колонна, в которых с достижением преимущества можно использовать настоящее изобретение. Сборка 10 наземной платформы и буровой вышки расположена над стволом 11 скважины, проходящим через приповерхностный пласт F. В поясняемом варианте осуществления ствол 11 скважины образован путем роторного бурения, способом, который хорошо известен. Однако понятно, что настоящее изобретение также применимо для направленного бурения и для роторного бурения и не ограничено наземными буровыми установками.

Бурильная колонна 12 подвешена внутри ствола 11 скважины и включает в себя на своем нижнем конце буровую коронку 15. Бурильная колонна 12 вращается с помощью бурового ротора 16, который входит в зацепление с ведущей бурильной трубой 17 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 12 подвешена на крюке 18, прикрепленном к талевому блоку (не показан) через ведущую бурильную трубу 17 и вертлюг 19, которые обеспечивают возможность вращения бурильной колонны относительно крюка.

Буровой раствор или промывочная жидкость 26 хранится в отстойнике 27, образованном на буровой площадке. Насос 29 подает буровой раствор 26 внутрь бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, вынуждая буровой раствор протекать вниз через бурильную колонну 12, как показано стрелкой 9. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровой коронке 15 и после этого возвращается наверх через участок между наружной поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины, называемый межтрубным пространством, как показано стрелкой 32. Таким способом буровой раствор смазывает буровую коронку 15 и выносит на поверхность обломки выбуренной породы, поскольку он возвращается в отстойник 27 для рециркуляции.

Бурильная колонна 12 дополнительно включает в себя оборудование забоя скважины, обозначенное позицией 100, вблизи буровой коронки 15 (другими словами, в пределах нескольких длин утяжеленной бурильной трубы при отсчете от буровой коронки). Оборудование забоя скважины обеспечивает возможность измерения, обработки и хранения информации, а также связи с поверхностью. Поэтому оборудование 100 забоя скважины включает в себя, в частности, устройство 200 для измерения и местной связи, предназначенное для определения удельного сопротивления пласта F, окружающего ствол 11 скважины, и передачи данных о нем. Устройство 200 для связи, включающее в себя секцию утяжеленной бурильной трубы, на которой установлены передающая антенна 205, приемная антенна 207 и соответствующие приемные электроды, предпочтительно кнопочные электроды (не показаны). Кроме того, устройство 200 содержит соответствующую электронику, включающую в себя микропроцессор, считывающие и усилительные схемы, мультиплексор, соединения или электропроводку и батареи, объединенные соответствующим образом. Передатчик сборочного узла 200 может работать в двух различных режимах. В первом режиме передатчик 205 передает сигналы измерений, а сигналы, принятые приемной антенной и электродами, обрабатываются для образования замеров. Во втором режиме передатчик 205 используется для связи с передатчиком/приемником в сборочном узле 150.

Оборудование 100 дополнительно включает в себя утяжеленную бурильную трубу 130 для выполнения других разнообразных измерительных функций и сборочный узел 150 на границе раздела наземная связь/местная связь. Сборочный узел 150 включает тороидальную антенну 250, используемую для местной связи с устройством 200, и систему акустической связи известного типа, которая служит для связи с аналогичной системой (не показана) на земной поверхности с помощью сигналов, переносимых в буровом растворе или в промывочной жидкости. Поэтому система связи с поверхностью в сборочном узле 150 включает в себя акустический передатчик, который формирует акустический сигнал в буровом растворе, который отражает измеренные параметры забоя скважины.

В акустическом передатчике одного подходящего типа использовано приспособление, известное как сирена бурового раствора, которое включает в себя щелевой статор и щелевой ротор, вращающийся и многократно прерывающий поток бурового раствора, для того чтобы образовать сигнал акустической волны в буровом растворе. Электронные средства возбуждения в сборочном узле 150 могут включать в себя подходящий модулятор, например фазовый ключевой манипулятор, который обычно формирует сигналы возбуждения, пригодные для применения в передатчике бурового раствора. Эти сигналы возбуждения можно использовать для наложения соответствующей модуляции на сигнал сирены бурового раствора,
Созданные акустические волны принимаются на поверхности преобразователями 31. Преобразователи 31, например пьезоэлектрические преобразователи, преобразуют принятые акустические сигналы в электрические сигналы. Выходы преобразователей 31 соединены с установленной возле устья скважины приемной подсистемой 90, в которой переданные сигналы демодулируются. К тому же выход приемной подсистемы 90 связан с процессором 85 и записывающей аппаратурой (рекордером) 45.

Кроме того, использована установленная в восстающей скважине передающая система 95, применяемая для управления прерыванием работы насоса 29 таким образом, чтобы это прерывание обнаруживалось с помощью преобразователей 99 в сборочном узле 150. Таким путем организуется дуплексная связь между сборочным узлом 150 и установленным в восстающей скважине оборудованием. Кроме того, сборочный узел 150 может, как обычно, включать в себя электронику для сбора и обработки данных (с взаимодействующими запоминающим устройством, тактовой и синхронизирующей схемами и с интерфейсными схемами), способную запоминать данные, поступающие от измерительного устройства, обрабатывать данные и запоминать результаты, а также обеспечивать связь любой желаемой части информации, которую она содержит, с электроникой управления и возбуждения передатчика для передачи на поверхность. Батарея может представлять собой скважинный источник энергии для этого сборочного узла, или сборочный узел может содержать скважинный генератор, приводимый в действие буровым раствором, как это известно из уровня техники. Понятно также, что для связи с поверхностью можно использовать как альтернативные акустические, так и другие средства.

В варианте осуществления, показанном на фиг.1, бурильная колонна 12 дополнительно снабжена стабилизирующей бурильной трубой 300. Такие стабилизирующие бурильные трубы используют для того, чтобы устранить тенденцию "раскачивания" и децентрирования бурильной колонны при ее вращении в стволе скважины, которые приводят к отклонениям направления ствола скважины от намеченного пути (например, от прямой вертикальной линии). Такое отклонение может быть причиной избыточных сил, действующих на секции бурильной колонны, а также на буровую коронку и вызывающих ускоренный износ. Этот эффект можно устранить путем создания средства для центрирования буровой коронки и, до некоторой степени, бурильной колонны, в стволе скважины. Примеры центрирующих приспособлений, которые известны в данной области техники, включают в себя кольцевые протекторы и другие приспособления в дополнение к стабилизаторам. Далее конкретный вариант осуществления настоящего изобретения будет описан применительно к невращающемуся стабилизатору бурильной колонны.

В дополнение к фиг.1 на фиг.2 и фиг.4 показан предпочтительный вариант осуществления скважинного инструмента в соответствии с настоящим изобретением для сбора данных из приповерхностного пласта. Скважинный инструмент, выполненный в виде невращающегося стабилизатора 300 бурильной колонны, имеет трубчатую оправку 302, выполненную с обеспечением осевого соединения к бурильной колонне 12. Поэтому оправка 302 снабжена ниппельным и муфтовым концами 304, 306 для обычной сборки в пределах бурильной колонны. Как показано на фиг. 2, концы 304 и 306 могут быть выполненными по отдельному заказу втулками, которые соединены с частями расположенной в центре оправки 302 обычным способом, например с помощью резьбового соединения и/или сварки.

Стабилизатор 300 дополнительно включает в себя невращающийся стабилизирующий элемент (на примере втулки) 308, расположенный вокруг трубчатой оправки 302 между концами 304 и 306 таким образом, чтобы обеспечить относительное вращение стабилизирующего элемента и трубчатой оправки. Упорные подшипники 310, 312 скольжения предусмотрены для снижения сил трения и создания опоры для осевых нагрузок, развиваемых на осевой границе раздела между втулкой 308 и концами 304, 306 оправки. Кроме того, использованы вращающиеся уплотнения 348 и радиальные подшипники 346 на радиальной границе раздела между оправкой 302 и втулкой 308.

Ребра 314 прикреплены, например, посредством сварки или болтовых соединений к наружной поверхности стабилизирующей втулки 308. Предпочтительно, ребра разнесены в радиальных направлениях на расстояния друг от друга и ориентированы либо по оси, как показано на фиг. 1, 2 и 4, либо по спирали (не показано) вдоль невращающейся стабилизирующей втулки 308. В настоящее время является предпочтительным, как показано на фиг.4, чтобы невращающаяся стабилизирующая втулка включала в себя три таких ребра 314, разнесенных друг от друга по углу на 120^o вокруг окружности втулки. Однако настоящее изобретение не ограничено вариантом осуществления с тремя ребрами, и с успехом можно использовать другие компоновки ребер. Как будет пояснено дополнительно ниже, назначение некоторого количества ребер заключается в повышении вероятности обеспечения эффективного требуемого уплотнения со стенкой ствола скважины.

Со стабилизирующей втулкой 308 соединено средство для сцепления силами трения со стенкой ствола 11 скважины для предотвращения вращения стабилизирующей втулки относительно стенки ствола скважины. Средство для сцепления силами трения можно выполнить в виде разнообразных конструкций, включая несколько ребер 314 или, например, стабилизирующих лопастей 316. На фиг.3 показан альтернативный вариант осуществления, в котором содержатся как ребра 314, так и стабилизирующие лопасти 316, при этом лопасти создают, по меньшей мере, значительную часть зацепления силами трения, необходимого для предотвращения вращения стабилизирующего элемента 308 относительно стенки ствола скважины. При выборе стабилизирующих лопастей предпочтительно, чтобы каждая из лопастей 316 была расположена между двумя ребрами 314, как это показано на фиг.3.

Средство для зацепления силами трения может дополнительно включать в себя пружинную систему для продвижения такого средства для зацепления силами трения до соприкосновения со стенкой ствола скважины и посредством этого создания большей силы трения для предотвращения вращения стабилизирующего элемента 308 относительно стенки ствола скважины. В варианте осуществления на фиг.3 такая пружинная система осуществлена путем использования нескольких выгнутых пружинящих лопастей 316, каждая из которых имеет жесткость пружины. Однако понятно, что пружинную систему можно осуществить с помощью ребер 314, как, например, в варианте осуществления настоящего изобретения, в котором отсутствуют стабилизирующие лопасти 316.

Кроме того, понятно, что можно использовать различные другие средства для создания зацепления силами трения между стабилизирующей втулкой 308 и стволом 11 скважины, включая, например, узлы с гидравлическим приводом и/или различные стабилизирующие поршневые узлы (не показаны) для перемещения ребер или лопастей по радиальным направлениям наружу для создания прочного зацепления со стенкой ствола скважины и предотвращения относительного вращения стабилизирующего элемента 308 относительно стенки ствола скважины.

Исполнительная система 318 поддержана, как показано на фиг. 2 и 6, по меньшей мере, частично невращающейся стабилизирующей втулкой 308. В предпочтительном в настоящее время варианте три зонда 320 находятся на каждом из ребер 314 и выполнены с возможностью перемещения исполнительной системой 318 между отведенным положением внутри ребра, как показано на фиг.7, и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта, как показано на фиг. 2 и 8.

В предпочтительном варианте осуществления каждый зонд включает в себя упругий кольцевой пакер 322, расположенный в цилиндрическом отверстии (или полости) 324, которое, как показано на фиг.2, проходит через одно из ребер 314. Каждый пакер 322 в отведенном положении датчика помещен, как показано на фиг. 7, внутри отверстия или выемки 324 в ребре 314 с тем, чтобы пакер (обычно изготовленный из упругого материала, такого как резина) не повреждался абразивными силами, которым подвергается стабилизатор 300 при бурильных работах. Трубопровод 326, имеющий открытый конец или сопло 328, установлен для передачи рабочей жидкости через пакер и к центральному отверстию в пакере. Кроме того, клапан 330 фильтра расположен в центральном отверстии пакера 322 вокруг открытого конца 328 трубопровода 326. Клапан фильтра может перемещаться между первым положением, в котором перекрывается открытый конец трубопровода, как показано на фиг.7, и вторым положением, в котором обеспечивается возможность протекания фильтрованного пластового флюида между пластом и трубопроводом, как это показано на фиг. 2 и 8.

Что касается фиг. 2 и 6, то исполнительная система дополнительно включает в себя гидравлическую систему, имеющую в своем составе резервуар 332 с рабочей жидкостью, насос 334 для прокачки рабочей жидкости и линию 336 рабочей жидкости для гидравлической системы, избирательно повышающие давление рабочей жидкости в гидравлической системе. Способный расширяться сосуд, более конкретно гибкий металлический сильфон 340, размещен внутри каждого цилиндрического отверстия 324 и сообщен по рабочей жидкости с гидравлической системой посредством гидравлической линии 338 (см. фиг.2), ответвляющейся от гидравлической линии 336. Предпочтительно, чтобы каждый из зондов 320, находящихся на одном ребре 314, был подключен к общему резервуару 332. В конкретном варианте осуществления все зонды, находящиеся на всех ребрах 314, обычно подключены к одному и тому же резервуару с рабочей жидкостью.

Сильфон 340 расширяется обычным образом с повышением давления рабочей жидкости и точно так же сжимается при пониженном давлении рабочей жидкости. Сильфон 340 соединен с пакером 322, так что расширение сильфона при повышенном давлении рабочей жидкости приводит к плотному зацеплению пакера со стенкой ствола скважины, как это показано на фиг.8. Сравнение фиг. 7 и 8 показывает, что каждый зонд 320 имеет небольшой ход поршня, обусловленный расширением или сжатием сильфона 340.

Передачу электрической энергии к невращающемуся стабилизатору 300 можно осуществить различными путями. Одна возможность (непоказанная) заключается в размещении постоянных магнитов в виде цилиндрической сборки внутри оправки, вокруг ее окружности, и в размещении кольцевой проводящей катушки вокруг магнитов внутри невращающейся втулки. Поэтому вращение оправки относительно невращающейся втулки будет приводить к появлению переменного электрического тока в катушке, который можно преобразовать в постоянный ток для соответствующего использования в стабилизаторе 300.

Еще одна возможность передачи энергии к невращающемуся стабилизатору 300 схематично отражена на фиг.9, где часть бурового раствора, или промывочной жидкости, отводится от центра оправки 302 в обводную линию 350, снабженную вращающимися уплотнениями 352. Буровой раствор в обводной линии направляется через небольшую турбину 354, расположенную в невращающейся втулке 308.

Последовательность действий по приведению в рабочее состояние зондов начинается с подачи к насосу 334 электрической энергии, вырабатываемой турбиной 354, для того чтобы повысить давление рабочей жидкости в резервуаре 332. Насос 334 избирательно управляется обычной системой регулирования (непоказанной), с помощью которой регулируется либо электрическая энергия, либо непосредственно крутящий момент, приложенный к насосу. Повышение давления в резервуаре 332 приводит к повышению давления рабочей жидкости в гидравлической линии 336 и к выталкиванию каждого зонда 320, соединенного с гидравлической линией, из своего индивидуального отверстия (полости) 324. Поскольку ребра 314, как правило, зацепляют стенку ствола скважины во время обычных бурильных работ, то очень небольшой ход поршня необходим для создания уплотнения между пакерами 322 зондов 320 и стенкой ствола 11 скважины. Кроме того, сильфон 340 обеспечивает достаточную степень свободы и координацию перемещения, для того чтобы согласовать установку пакера 322 с локальными неровностями ствола скважины.

В предпочтительном варианте осуществления исполнительная система 318 дополнительно включает в себя один клапан 342 последовательности для каждого зонда 320. Как показано на фиг. 21, клапан последовательности включен в гидравлическую линию 338 и срабатывает при обнаружении заранее заданного давления рабочей жидкости вследствие максимального расширения каждого из сильфонов 340. При обнаружении такого заранее заданного давления каждый клапан 340 последовательности открывается, выпуская рабочую жидкость для повышения давления области цилиндрического отверстия 324 под клапаном 330 фильтра, ограниченной сильфоном 340, чтобы переместить клапан фильтра во второе верхнее положение, в результате чего флюид, находящийся в пласте, может втекать в открытый конец 328 трубопровода 326. В результате небольшое количество пластового флюида начинает втягиваться к каждому зонду.

Датчик 344 для измерения свойств пластового флюида, втянутого через трубопровод 326, сообщен по флюиду с трубопроводом зонда. В предпочтительном варианте осуществления датчик 344 представляет собой датчик давления, выполненный с обеспечением возможности восприятия давления пластового флюида, такой, как тензодатчик, датчик Мемса или кристаллический датчик. Датчик 344 обеспечивает возможность обнаружения давления и записи данных давления, а также передачи сигналов, представляющих такие данные давления, с помощью электронного блока 356 к приемным схемам внутри приемника данных, такого, как в сборочном узле 150, описанном выше, для дальнейшей передачи через бурильную колонну 12 способом, известным из уровня техники. Поэтому дуплексная передача данных может быть обеспечена с помощью известной электромагнитной приемопередающей системы,
В этом отношении должно быть понятно, что электроника 356 датчика может быть рассчитана для связи с приемопередатчиком внутри оправки 302, а также с приемопередатчиком, расположенным выше или ниже невращающегося стабилизатора 300.

Хотя описанный здесь датчик 344 предназначен для использования только как датчик давления, в настоящем изобретении предполагается применение датчиков и соответствующей электроники, которые обеспечивают возможность обнаружения, записи и передачи данных, представляющих другие параметры пласта, например температуру и состав флюида. Только такие датчики необходимо размещать с обеспечением соприкосновения с флюидом в нескольких местах в трубопроводе 326 флюида, например, в измерительном переходе, что обеспечит возможность сбора датчиком необходимых данных о параметрах пласта.

Гидростатическое давление в межтрубном пространстве ствола скважины измеряют (другим известным средством) и сравнивают с соответствующими значениями давления, полученными от различных зондов 320 и датчиков 344. Зонд с плохим уплотнением будет, несмотря на перепад давления, продолжать контролировать гидростатическое давление в межтрубном пространстве ствола скважины. Следовательно, измерение давления таким зондом будет грубым. В таком случае взвешенное среднее всех "надежных" давлений принимают за пластовое давление в окрестности стабилизатора 300. По завершении контроля давления (или контроля другого параметра) начинают "возвратный" цикл путем закачки рабочей жидкости обратно в резервуар 332 при использовании насоса 334. Это приводит к уменьшению давления в гидравлической линии 336, а отдельные зонды 320 отводятся обратно в свои соответствующие отверстия (полости) 324 в ребрах. Цикл заканчивается, когда клапаны 342 последовательности закрываются, и оставшийся в гидравлической линии пластовый флюид продвигается обратно в ствол скважины при относительном перемещении между клапаном 330 фильтра и соплом 328 трубопровода.

Одно из преимуществ, обеспечиваемых настоящим изобретением, следует из того обстоятельства, что во время выполнения операции бурения ориентация конкретного ребра 314 относительно ствола скважины неизвестна в любой данный момент времени, а также не может быть установлена с какой-либо приемлемой точностью. Поэтому при окончательном расположении одиночные зонд и пакер могут находиться под неблагоприятным углом к стенке ствола скважины, что препятствует надлежащему уплотнению и, следовательно, снижает вероятность успешного контроля давления или сбора других данных.

Размещение нескольких зондов на невращающемся стабилизирующем ребре и использование нескольких таких невращающихся ребер обеспечивает избыточность и повышает вероятность того, что, по меньшей мере, один из зондон будет создавать надлежащее уплотнение и позволит достичь удовлетворительного контроля (или обеспечит возможность сбора других данных о пласте). При использовании двух, трех пли даже четырех зондов, следующих друг за другом на одном ребре 314, перекрытие исследуемой поверхности стенки ствола скважины возрастает. Поэтому дополнительно повышается вероятность хорошего контакта.

Из приведенного выше описания понятно, что настоящее изобретение обеспечивает новую возможность для сбора данных о пласте во время бурильных работ. Как часть комплексной системы скважинных измерений в процессе бурения и каротажа во время бурения настоящее изобретение с достижением преимущества можно использовать, в частности, с инструментами радиоактивного каротажа, каротажа сопротивления и акустического каротажа. Предпочтительный в настоящее время вариант осуществления, как, например, описанный выше, можно использовать с достижением преимущества при исследовании пластового давления во время бурения.

По сравнению с известными инструментами для измерений в процессе бурения и каротажа во время бурения невращающийся стабилизатор согласно настоящему изобретению обеспечивает относительно свободные от ударов и вибрации условия для восприятия параметров пласта. Безотносительно к операции бурения в целом такой невращающийся стабилизатор будет обычно подвергаться, главным образом, второстепенным перемещениям скольжения вдоль его продольной оси. Этот факт является благоприятным для многочисленных измерений, которые зависят от недостаточно достоверных составляющих, или для которых необходимо, чтобы во время сбора данных вращение отсутствовало.

Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает возможность получения проб пластового флюида при подключении к отборным камерам с помощью соответствующих гидравлических линий и выполнении камер из материалов, подходящих для приема пластовых флюидов. Такие отборные камеры можно расположить внутри невращающегося стабилизирующего элемента (втулки) 308 и подключить, как показано на фиг.6, к гидравлической линии 326 через запорный клапан 360, гидравлическую магистраль 364 и главный запорный клапан 362. Поскольку такая невращающаяся втулка 308 будет подвергаться воздействию малых абразивных сил во время бурильных работ, для этих отборных камер потребуется небольшая дополнительная защита.

С учетом изложенного очевидно, что настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения всех целей, преимуществ и особенностей, упомянутых выше вместе с другими целями, преимуществами и особенностями, которые присущи устройству, раскрытому здесь.

Специалистам в данной области техники ясно, что настоящее изобретение можно легко преобразовать в другие конкретные формы без отступления от сущности или от существенных характеристик. Поэтому раскрытые варианты осуществления должны считаться только иллюстративными и не ограничивающими. Объем изобретения обозначен нижеследующей формулой изобретения, а не предшествующим описанием, и поэтому все изменения, которые осуществляются в рамках содержания и объема эквивалентности формулы изобретения, подразумеваются охваченными ею.

Источники информации
1. US 3934468 А, МКл. Е 21 В 47/10, опубл. 27.01.1976.

2. US 4860581 А, МКл. Е 21 В 49/08, опубл. 29.08.1989.

3. US 4893505 А, МКл. Е 21 В 47/06, опубл. 16.01.1990.

4. US 4936139 А, МКл. Е 21 В 49/10, опубл. 26.06.1990.

5. US 5622223 А, МКл. Е 21 В 49/00, 47/00, опубл. 22.04.1997.

Прототип:
6. WO 96/30628 А1, Е 21 В 49/08, опубл. 03.10.1996.

Формула изобретения

1. Скважинный инструмент для сбора данных из приповерхностного пласта, содержащий зонд для сбора данных, отличающийся тем, что содержит трубчатую оправку, выполненную с возможностью осевого соединения с бурильной колонной, установленной в стволе скважины, проходящем приповерхностный пласт, стабилизирующий элемент, расположенный вокруг трубчатой оправки, для относительного вращения стабилизирующего элемента и трубчатой оправки, ребра, соединенные со стабилизирующим элементом, средство, соединенное со стабилизирующим элементом, для зацепления силами трения со стенкой ствола скважины, предотвращающего вращение стабилизирующего элемента относительно стенки ствола скважины, исполнительную систему, поддерживаемую, по меньшей мере, частично стабилизирующим элементом, причем зонд поддерживается одним из ребер и приспособлен для перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри одного ребра и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта.

2. Скважинный инструмент по п.1, отличающийся тем, что ребра разнесены по радиальным направлениям на расстояния друг от друга и ориентированы по оси вдоль стабилизирующего элемента.

3. Скважинный инструмент по п.1, отличающийся тем, что ребра разнесены по радиальным направлениям на расстояния друг от друга и ориентированы по спирали вдоль стабилизирующего элемента.

4. Скважинный инструмент по п.1, отличающийся тем, что средство для зацепления силами трения включает несколько ребер.

5. Скважинный инструмент по п.1, отличающийся тем, что средство для зацепления силами трения включает несколько стабилизирующих лопастей, каждая из которых расположена между двумя ребрами.

6. Скважинный инструмент по п.1, отличающийся тем, что средство для зацепления силами трения включает пружинную систему для продвижения средства для зацепления силами трения в соприкосновение со стенкой ствола скважины для предотвращения вращения средства для зацепления силами трения относительно стенки ствола скважины.

7. Скважинный инструмент по п.6, отличающийся тем, что пружинная система включает несколько выгнутых пружинящих лопастей, каждая из которых имеет присущую пружине жесткость.

8. Скважинный инструмент по п.1, отличающийся тем, что зонд включает упругий пакер, расположенный в цилиндрическом отверстии в одном из ребер стабилизирующего элемента и имеющий центральное отверстие, трубопровод, имеющий открытый конец, расположенный для сообщения по флюиду с центральным отверстием в пакере, и клапан фильтра, расположенный в центральном отверстии пакера вокруг открытого конца трубопровода и способный перемещаться между первым положением, закрывая открытый конец трубопровода, и вторым положением, обеспечивающим возможность фильтрованному пластовому флюиду протекать между пластом и трубопроводом.

9. Скважинный инструмент по п.1, отличающийся тем, что исполнительная система включает гидравлическую систему, средство для избирательного повышения давления рабочей жидкости в гидравлической системе, расширяющийся сосуд, сообщенный по флюиду с гидравлической системой и расширяющийся при повышенном давлении в рабочей жидкости и сжимающийся при пониженном давлении в рабочей жидкости.

10. Скважинный инструмент по п.8, отличающийся тем, что исполнительная система включает гидравлическую систему, средство для избирательного повышения давления рабочей жидкости в гидравлической системе, расширяющийся сильфон, сообщенный по флюиду с гидравлической системой и соединенный с пакером, и расширяющийся при повышенном давлении в рабочей жидкости для перемещения пакера в плотное зацепление со стенкой ствола скважины.

11. Скважинный инструмент по п.10, отличающийся тем, что исполнительная система дополнительно содержит клапан последовательности, срабатывающий при обнаружении заданного давления в рабочей жидкости, получающегося в результате максимального расширения сильфона, для перемещения клапана фильтра во второе положение, в результате чего флюид, находящийся в пласте, может втекать в открытый конец трубопровода.

12. Скважинный инструмент по п.8, отличающийся тем, что дополнительно содержит датчик, сообщенный по флюиду с трубопроводом, для измерения свойства пластового флюида.

13. Скважинный инструмент по п.12, отличающийся тем, что датчик представляет собой датчик давления, выполненный с возможностью восприятия давления пластового флюида.

14. Скважинный инструмент по п.1, отличающийся тем, что стабилизирующий элемент выполнен невращающимся.

15. Скважинный инструмент сбора данных из приповерхностного пласта, содержащий зонд для сбора данных, отличающийся тем, что содержит трубчатую оправку, выполненную с возможностью осевого соединения с бурильной колонной, установленной в стволе скважины, проходящем приповерхностный пласт, стабилизирующий элемент, расположенный вокруг трубчатой оправки для относительного вращения стабилизирующего элемента и трубчатой оправки, ребра, соединенные со стабилизирующим элементом для зацепления силами трения со стенкой ствола скважины, предотвращающего вращение стабилизирующего элемента относительно стенки ствола скважины, исполнительную систему, поддерживаемую, по меньшей мере, частично стабилизирующим элементом, причем зонд поддерживается одним из ребер и выполнен с возможностью перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри одного ребра и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта.

16. Скважинный инструмент для сбора данных из приповерхностного пласта, содержащий зонд для сбора данных, отличающийся тем, что содержит трубчатую оправку, выполненную с возможностью осевого соединения с бурильной колонной, установленной в стволе скважины, проходящем приповерхностный пласт, стабилизирующий элемент, расположенный вокруг трубчатой оправки для относительного вращения стабилизирующего элемента и трубчатой оправки, ребра, соединенные со стабилизирующим элементом, разнесенные по радиальным направлениям на расстояния друг от друга, стабилизирующие лопасти, соединенные со стабилизирующим элементом для зацепления силами трения со стенкой ствола скважины, предотвращающего вращение стабилизирующего элемента относительно стенки ствола скважины, исполнительную систему, поддерживаемую, по меньшей мере, частично стабилизирующим элементом, причем зонд поддерживается одним из ребер и выполнен с возможностью перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри одного ребра и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта.

17. Скважинный инструмент по п.16, отличающийся тем, что каждая стабилизирующая лопасть расположена между двумя ребрами.

18. Скважинный инструмент по п.16, отличающийся тем, что каждая стабилизирующая лопасть включает выгнутую пружину, имеющую присущую пружине жесткость, для приведения стабилизирующей лопасти в зацепление силами трения со стенкой ствола скважины.

19. Способ измерения свойства флюида, присутствующего в приповерхностном пласте, при котором устанавливают бурильную колонну в ствол скважины, проходящий приповерхностный пласт, отличающийся тем, что помещают при бурении невращающийся элемент инструмента, расположенного в бурильной колонне, в зацепление со стенкой ствола скважины так, что невращающийся элемент не может перемещаться относительно стенки ствола скважины, и перемещают зонд, поддерживаемый невращающимся элементом, в плотное зацепление со стенкой ствола скважины для установления сообщения по флюиду между пластом и невращающимся элементом.

20. Способ по п.19, отличающийся тем, что дополнительно вводят флюид из пласта в датчик, поддерживаемый скважинным инструментом для восприятия свойства пласта.

21. Способ по п.20, отличающийся тем, что в качестве датчика используют датчик давления, выполненный с возможностью восприятия давления пластового флюида.

22. Способ по п.21, отличающийся тем, что используют зонд, выполненный с возможностью перемещения исполнительной системой между отведенным положением внутри невращающегося элемента и выдвинутым положением с зацеплением стенки ствола скважины так, что зонд собирает данные из пласта.

23. Способ по п.22, отличающийся тем, что используют зонд, включающий упругий пакер, расположенный в цилиндрическом отверстии в невращающемся элементе, и имеющий центральное отверстие, трубопровод, имеющий открытый конец, расположенный для сообщения по флюиду с центральным отверстием в пакере, и клапан фильтра, расположенный в центральном отверстии пакера вокруг открытого конца трубопровода и способный перемещаться между первым положением, закрывая открытый конец трубопровода, и вторым положением, обеспечивающим возможность фильтрованному пластовому флюиду протекать между пластом и трубопроводом.

Приоритет по пунктам:
04.08.1998 по пп.1, 2, 4, 6, 8-15, 19-23;
12.07.1999 по пп.3, 5, 7, 16-19.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9