Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта



Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта
Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта
Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта
Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта
Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта
Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта
Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта
Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта
Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта
Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта
Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта
Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта

 


Владельцы патента RU 2464419:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к способу и устройству для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта. Техническим результатом является облегчение отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта. Способ включает расположение первого прибора, имеющего подогреватель, в стволе скважины так, что подогреватель прилегает к участку подземного пласта, подогрев подогревателем участка подземного пласта, удаление первого прибора из ствола скважины, расположение второго прибора, имеющего пробоотборный зонд, в стволе скважины так, что пробоотборный зонд контактирует с участком подземного пласта, подогретого подогревателем, и отбор с помощью пробоотборного зонда пробы флюида из участка подземного пласта, подогретого подогревателем. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

Область техники, к которой относится раскрытие

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

Предпосылки создания изобретения

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

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

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

Сущность изобретения

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

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

Краткое описание чертежей

На чертежах показано следующее:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Подробное описание

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В этой конфигурации прибор 300' может быть выполнен с возможностью управления конфигурацией многочисленных отводных линий и, как будет рассмотрено более подробно ниже, подогрева отводной линии 311 и/или отводной линии 313. Например, пластовый флюид может быть перемещен по первой отводной линии 311 в модуль 303а, несущий колбу для пробы, при этом благодаря использованию клапанной системы (непоказанной) этот пластовый флюид может быть сохранен в одной или нескольких колбах 315 для пробы. Затем пластовый флюид можно ввести в скважинный модуль 307а анализа флюидов, где может быть выполнено измерение пластового флюида. Например, скважинные модули 307 анализа флюидов могут включать в себя один или несколько датчиков флюидов, включая, но без ограничения ими, датчик давления, оптический датчик, датчик вязкости, датчик плотности, датчик удельного сопротивления и датчик Н2О для определения различных параметров флюида. Чтобы обеспечить перемещение пластовых флюидов в и через различные модули, блок 309а откачки, имеющий насос 317, по флюиду соединенный с отводной линией 311, может быть расположен вслед за скважинным модулем 307а анализа флюидов.

Эта конфигурация обеспечивает несколько преимуществ. Например, поскольку модуль 303а расположен вблизи или ближе всего к зондовому модулю 302', пластовый флюид, проходящий через прибор 300' и в частности по отводной линии 311, проходит только небольшое расстояние до входа в колбу (колбы) 315 для пробы. Поэтому, если требуется подогрев пластового флюида и/или отводной линии 311 для снижения вязкости пластового флюида в степени, достаточной для протекания по отводной линии 311, продолжительность подогрева и/или расстояние, на котором производится подогрев, существенно уменьшаются.

Подогрев отводной линии 311 может быть осуществлен несколькими способами, некоторые из которых будут рассмотрены более подробно ниже. Однако в этой конфигурации подогреваемый флюид, например, такой как Н2О, может переноситься, подогреваться и/или сохраняться в колбе (колбах) 315 в несущем модуле 303а, тем самым, обеспечивается наполнение отводной линии 311 подогретым флюидом, вследствие чего предварительно подогретая или подогретая отводная линия позволяет осуществлять отбор флюида высокой вязкости. Вторая отводная линия 313 может быть расположена или выполнена относительно модулей по существу таким же образом, как описано выше относительно отводной линии 311.

Некоторые из модулей и/или элементов, показанных на фиг.3b, могут дублировать модули и/или элементы, изображенные на фиг.4, при этом каждый имеет иное обозначение. Это сделано для гарантии ясности заявки. Однако специалисту в данной области техники должно быть понятно, каким образом модули и/или элементы, изображенные на фиг.3а-4, взаимодействуют и работают.

На фиг.4 изображен более подробно примерный пробоотборный модуль 302, показанный на фиг.3. Как показано на фиг.4, пробоотборный модуль 302 включает в себя гидравлическую систему 400, которая может быть соединена по флюиду с пробоотборным зондовым узлом 304 для избирательного выдвижения пробоотборного зонда 305 в зацепление с пластом F, чтобы дать возможность пробе флюида протекать в пробоотборный зонд 305. Кроме того, гидравлическая система 400 может также избирательно отводить пробоотборный зондовый узел 304 к или в каркас или корпус 402 пробоотборного модуля 302, когда операция отбора проб завершена. Как отмечалось выше, предпочтительно, чтобы пробоотборный зонд 305 был зондом защитного типа (например, зондом Quicksilver™, поставляемым Schlumberger Technology Corporation), имеющим защитную отводную линию 404 и отводную линию 406 пробы.

Насос или модуль 408 откачки извлекает флюид (например, из пласта F) через защитную отводную линию 404 и отводную линию 406 пробы способом, который приводит к более быстрому отбору по существу свободного от загрязнения пластового флюида. В частности, модуль откачки 408 сбрасывает пластовый флюид из защитной отводной линии 404 в отводную линию 410, которая выходит из корпуса 402 модуля 302 отбора проб (например, флюид из отводной линии 410 может проходить в кольцевое пространство, окружающее прибор 300 для отбора проб в буровой скважине 102). В то же самое время, когда модуль 408 откачки извлекает флюид через защитную отводную линию 404 и сбрасывает этот флюид через линию 410, модуль 408 откачки извлекает флюид через спектрометр 412, который расположен в отводной линии 406 пробы. Конечно, прибор 300 для отбора проб может включать в себя несколько модулей 408 откачки для создания различных конфигураций, например, конфигурации, имеющей множество впускных отверстий. Спектрометр 412 контролирует уровень (уровни) загрязнения (например, количество буровой жидкости или фильтрата) пластового флюида, протекающего в отводной линии 406 пробы, и передает информацию, относящуюся к уровню (уровням) загрязнения, на контроллер 414. Спектрометр 412 можно реализовать, используя анализатор живого флюида, поставляемый Schlumberger Technology Corporation, или любой другой спектрометр или устройство, способное обнаруживать загрязнение пробы пластового флюида. Модуль 408 откачки транспортирует флюид, извлекаемый из спектрометра 412, по отводной линии 406 пробы к клапану 416, имеющему первое выбираемое выпускное отверстие 418, сообщенное с хранилищем 420 флюида, и второе выбираемое впускное отверстие 422, через которое флюид выходит из пробоотборного модуля 302 (например, в кольцевое пространство) между стенкой 123 ствола скважины и прибором 300 для отбора проб.

Защитная отводная линия 404, отводная линия 406 пробы, модуль 408 откачки, спектрометр 412 и/или хранилище 420 флюида могут иметь соответствующие нагревательные элементы 424, 426, 428, 430 и 432 для поддержания температуры тяжелой нефти, извлекаемой пробоотборным узлом 304, достаточно высокой для обеспечения достаточной подвижности тяжелой нефти в пробоотборном модуле 302 и в его внутренних компонентах. Однако, хотя один или несколько таких отдельных нагревательных элементов (например, нагревательные элементы 424, 426, 428, 430 и 432) показаны на фиг.4, вместо них можно использовать меньшее количество таких элементов или единственный более крупный нагревательный элемент (например, окружающий часть корпуса или весь корпус 402 пробоотборного модуля 302). Нагревательные элементы 424, 426, 428, 430 и 432 могут также включать в себя соответствующие датчики 434, 436, 438, 440 и 442 для контроля и регулирования температуры отводных линий 404 и 406, модуля 408 откачки, спектрометра 412 и хранилища 420 флюида для обеспечения достаточной подвижности пластового флюида внутри этих компонентов, то есть достаточной низкой вязкости.

Контроллер 414 в рабочем состоянии соединен посредством проводов или линий 444 с гидравлической системой 400, модулем 408 откачки, спектрометром 412, клапаном 416 и/или хранилищем 420 флюида. Провода или линии 444 могут включать в себя шину данных (например, передающую цифровую информацию и/или аналоговую информацию, сигналы мощности т.д.), и она может быть реализована с использованием единственного проводника или многочисленных проводников. Кроме того, контроллер 414 принимает сигналы температуры с датчика 324 температуры.

В процессе работы контроллер 414 может использовать информацию о температуре, принимаемую с датчика 342 температуры, для определения местоположения пласта F, который был предварительно подогрет прибором 100 для подогрева, чтобы обеспечить возможность позиционирования пробоотборного модуля 302 на глубине и в ориентации, таких, чтобы пробоотборный зонд 305 оказался совмещенным с предварительно подогретым местом пласта F. По окончании позиционирования контроллер 414 может управлять гидравлической системой 400, чтобы выдвинуть пробоотборный зондовый узел 304 до зацепления или контакта со стенкой 123 ствола скважины для соединения по флюиду зонда 305 с пластом F. Кроме того, контроллер 414 может управлять модулем 408 откачки для вытягивания флюида через защитную отводную линию 404 и отводную линию 405 пробы и в то же время осуществлять контроль уровня загрязнения флюида в отводной линии 406 пробы через посредство спектрометра 412. Вначале флюид, вытягиваемый в защитную отводную линию 404 и отводную линию 406 пробы, сбрасывается (например, транспортируется в кольцевое пространство). Поэтому контроллер 414 вначале управляет клапаном 416 для направления флюида из отводной линии 406 пробы в кольцевое пространство, так что флюид из отводной линии 406 пробы не накапливается в хранилище 420 флюида. По мере того как модуль 408 откачки продолжает вытягивать флюид из пласта F через пробоотборный зонд 305, уровень загрязнения (например, количество фильтрата) во флюиде, проходящем по отводной линии 406 пробы, снижается. Когда контроллер 414 через посредство спектрометра 412 определяет, что пластовый флюид в отводной линии 406 пробы по существу свободен от загрязнения (например, по существу свободен от фильтрата) и/или загрязнение достигло приемлемого низкого уровня, контроллер 414 вынуждает клапан 416 направлять флюид из отводной линии 406 пробы в хранилище 420 флюида. Когда достаточное количество пробного флюида будет передано в хранилище 420 флюида, контроллер 414 может завершить процесс отбора путем выключения модуля 408 откачки и отведения пробоотборного зондового узла 304.

Во время процесса отбора пробы модуль 408 откачки может работать для регулирования скоростей потоков и/или скоростей перекачивания из защитной отводной линии 404 и отводной линии 406 пробы, чтобы достигалось относительно быстрое снижение уровня загрязнения флюида в отводной линии 406 пробы. Кроме того, контроллер 414 может также регулировать абсолютные и относительные скорости перекачивания флюида из защитной отводной линии 404 и отводной линии 406 пробы, чтобы предотвращать падения давлений, которые могут снижать давление пластового флюида ниже давления насыщения, что приводит к образованию эмульсий и/или обрушению пласта F. Например, контроллер 414 может управлять модулем 408 откачки так, что для предотвращения излишнего падения давления его внутренние насосы будут циклически включаться и выключаться, работать в течение одиночных ходов или любым другим способом.

Хотя в вариантах на фиг.3 и 4 показан пробоотборный зонд 305 в виде зонда с двумя впускными отверстиями или зонда с защитой, вместо него можно использовать зонд с единственным впускным отверстием (например, зонд сверхбольшого диаметра, поставляемый фирмой Schlumberger Technology Corporation). Однако использование зонда с двумя впускными отверстиями или зонда с защитой (например, зонда Quicksilver™, поставляемого фирмой Schlumberger Technology Corporation) обычно позволяет относительно быстро снижать загрязнение пробного флюида и, следовательно, уменьшать продолжительность отбора проб, что является особенно полезным в примерах, описанных в настоящей заявке, поскольку вязкость тяжелой нефти в пласте F будет стремиться возрастать с течением времени после удаления прибора 100 для подогрева. Как следствие этого, уменьшение времени, необходимого для вытягивания пробного флюида из пласта F, позволяет извлекать пробный флюид пока он сохраняется внутри пласта F при относительно высокой температуре, низкой вязкости и высокой подвижности. Кроме того, вытягивание пробного флюида в то время, когда он имеет относительно низкую вязкость и высокую подвижность, может содействовать способности контроллера 414 поддерживать падения давления, связанные с пробным флюидом, в приемлемом диапазоне.

На фиг.5 и 6 представлены блок-схемы последовательности стадий вариантов способа, которые можно использовать для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта (например, пласта F). Эти способы можно реализовать, используя программное обеспечение и/или аппаратное обеспечение. В некоторых вариантах блок-схемы последовательности стадий могут представлять собой примерные машиночитаемые инструкции, а способы из указанных блок-схем можно полностью или частично реализовать путем выполнения машиночитаемых инструкций. Такие машиночитаемые инструкции могут выполняться одним или несколькими блоками 106 (фиг.1) и 322 (фиг.3) электроники и обработки, блоком 202 управления нагревательным элементом и/или контроллером 414. В частности, процессор или другое подходящее устройство для выполнения машиночитаемых инструкций может считывать такие инструкции из запоминающего устройства (например, из оперативного запоминающего устройства (ОЗУ), постоянного запоминающего устройства (ПЗУ) и т.д.) и выполнять эти инструкции. В некоторых примерах одна или несколько операций, показанных в блок-схемах последовательностей действий на фиг.5 и 6, могут быть реализованы вручную. Кроме того, порядок выполнения стадий, показанных на блок-схемах из фиг.5 и 6, может быть изменен, и/или некоторые из описанных блоков могут быть переставлены, исключены или объединены.

На фиг.5 представлена схема последовательности стадий, варианта способа 500 для подогрева подземного пласта (например, пласта F). Сначала в способе 500 определяют на стадии 502 площадь пласта (например, пласта F), подлежащего опробованию. Например, прибор для каротажа пласта (например, имеющий устройство гамма-каротажа) можно спустить в ствол скважины (например, в ствол 102 скважины) для определения глубины пласта, подлежащего опробованию. Затем прибор для подогрева пласта (например, прибор 100 для подогрева) располагают на стадии 504 в стволе скважины (например, в стволе 102) относительно площади пласта (например, пласта F), подлежащего опробованию. Например, для расположения прибора 100 внутри ствола 102 скважины, его можно спустить до такой глубины (например, на основании глубины, определенной на стадии 502), чтобы нагревательный модуль 108 был расположен вблизи пласта F или совмещен с ним. Глубину погружения нагревательного модуля 108 можно определять, используя любой известный способ, например, такой как кабельная маркировка кабеля 104. Кроме того, детектор 116 положения можно использовать для определения ориентации прибора 100 относительно пласта F, чтобы определять участок или площадь пласта F, который находится в контакте с нагревательным модулем 108.

Затем подогревают на стадии 506 площадь пласта, подлежащего опробованию. Например, блок 202 управления нагревательным элементом (фиг.2) может подавать электрическую энергию на нагревательный элемент 200 (фиг.2) на основании температуры стенки 123 буровой скважины в области пласта F, предоставляемой датчиком 204 температуры (фиг.2). Температура стенки буровой скважины может регулироваться до заданной повышенной температуры (например, на 50°С выше, чем в пластовых условиях), и может поддерживаться повышенная температура. Выбранную или регулируемую повышенную температуру, поддерживаемую нагревательным модулем 108, выбирают из условия минимизации или по существу предотвращения возможности термического крекинга флюидов в пласте F или иным образом нарушения целостности пласта F и целостности пластовых флюидов в пласте F. Однако выбор соответствующей повышенной температуры может быть основан на многочисленных факторах, например, таких как геофизические свойства пласта, свойства тяжелой нефти в пласте F и т.д.

Способ 500 продолжают для подогрева пласта F до его готовности на стадии 508 для отбора проб. Пласт F можно подогревать в течение заданного периода времени, чтобы подогреть объем пласта F в достаточной степени для получения требуемого объема пробного флюида. Например, несколько часов может потребоваться для достаточного подогрева объема пласта, чтобы способствовать извлечению около 1 л пробы тяжелой нефти. После того как в способе 500 определяют, что пласт F подготовлен на стадии 508 для отбора проб, уточняют на стадии 510 положение (например, глубину и ориентацию) прибора 100 для отбора проб внутри ствола 102 скважины. Такую уточненную информацию о положении можно сохранять для обращения во время последующего отбора проб из пласта F. После уточнения положения прибора 100 для отбора проб внутри ствола 102 скважины удаляют на стадии 512 прибор 100 из ствола 102 скважины.

На фиг.6 показан вариант способа 600 отбора проб пластового флюида из предварительно подогретой площади подземного пласта. Сначала прибор для отбора проб (например, прибор 300 для отбора проб) предварительно подогревают на стадии 602 на земной поверхности. В качестве варианта прибор для отбора проб может быть подогрет в буровой скважине. Например, прибор 300 для отбора проб может быть подогрет по меньшей мере до температуры нагревательного модуля 108 путем использования нагревательного аппарата прибора, нагревательных пластин и/или спиральных изолированных резистивных элементов вокруг прибора 300. Подогрев прибора 300 для отбора проб до температуры, примерно равной половине температуре, при которой площадь пласта F, подлежащего опробованию, оказывается прогретой, но которая не превышает максимальной рабочей температуры прибора 300, ослабляет потенциальный эффект охлаждения, который прибор 300 может оказывать при приведении в непосредственную близость или контакт с предварительно подогретым участком пласта F. Кроме того, предварительный подогрев прибора 300 для отбора проб облегчает протекание отбираемого пластового флюида внутри прибора 300 для отбора проб благодаря поддержанию отобранного флюида при относительно высокой температуре и, следовательно, низкой вязкости.

Затем предварительно подогретый прибор 300 для отбора проб позиционируют на стадии 604 в стволе 102 скважины, чтобы получить пробу пластового флюида из площади пласта F, которая была предварительно подогрета прибором 100 для подогрева. Прибор 300 для отбора проб позиционируют в стволе 102 скважины путем его размещения на глубине и в ориентации так, что пробоотборный зонд 305 совмещается и сообщается с площадью пласта F, которая была предварительно подогрета нагревательным модулем 108 прибора 100 для подогрева. Как описывалось выше в сочетании с фиг.3, детектор 312 положения, датчик 324 температуры, модуль 314 определения температуры и/или модуль 316 позиционирования прибора можно использовать для позиционирования прибора 300 для отбора проб таким образом, чтобы пробоотборный зонд 305 должным образом совместился с предварительно подогретым участком пласта F.

После позиционирования прибора 300 для отбора проб должным образом внутри ствола 102 скважины согласно способу 600 отбирают на стадии 606 пробу пластового флюида из пласта F. Как описывалось выше в сочетании с фиг.4, прибор 300 для отбора флюида может отбирать пробу флюида из пласта F. После завершения отбора на стадии 606 пробы в соответствии с примерным способом 600 прибор 300 для отбора проб удаляют на стадии 608 на поверхность.

На фиг.7а и 7b показан вариант скважинной приборной колонны 700, которая развернута (например, спущена) в ствол 102 скважины для подогрева участка подземного пласта F, из которого должна быть получена проба тяжелой нефти. Более конкретно на фиг.7а показана приборная колонна 700 в положении подогрева и на фиг.7b показана приборная колонна 700 в последующем положении отбора пробы. Эти два положения различаются по меньшей мере расположением приборной колонны 700 относительно пласта F. В частности, управляемое перемещение приборной колонны 700 между двумя положениями обеспечивает возможность выполнения операций подогрева и отбора пробы при по существу одном местоположении или на одной глубине.

На фигурах 7а и 7b приборная колонна 700 показана в виде спускаемого на кабеле каротажного прибора. Поэтому приборную колонну 700 спускают от блока 706 электроники и обработки, расположенного на поверхности вблизи ствола 102 скважины, в ствол 102 скважины по кабелю 704. В частности, блок 706 электроники и обработки выполнен с возможностью измерения и индикации длины кабеля, натяжения кабеля и т.д., результаты которых можно использовать для отслеживания местоположения или положения приборной колонны 700 на всем протяжении ствола 102 скважины.

Приборная колонна 700 включает в себя множество модулей или приборов для выполнения разнообразных функций. Более конкретно приборная колонна 700 может включать в себя вертлюг 708, выполненный с возможностью уменьшения или предотвращения передачи крутящего момента между кабелем 704 и колонной 700. Вертлюг 708 может предотвращать вращение приборной колонны 700 в стволе 102 скважины, когда кабель 704 наматывают на барабан или разматывают при подъеме и/или при спуске приборной колонны 700. Приборная колонна 700 может также включать в себя один или несколько картриджей 710 датчиков. Предпочтительно, чтобы картридж 710 датчиков содержал один или несколько датчиков оценки пласта, которые можно использовать для установления корреляционной связи положения приборной колонны 700 с измеренными геологическими особенностями пласта, в котором проходит ствол 102 скважины. В качестве варианта или дополнительно картридж 710 датчиков может содержать детекторы положения или перемещения, такие как акселерометры, магнитометры и т.д., которые можно использовать для отслеживания местоположения или положения приборной колонны 700 в стволе 102 скважины. Приборная колонна 700 также включает в себя прибор для подогрева или нагревательный модуль 720, который, как описывалось более подробно в настоящей заявке, подводит управляемое количество тепловой энергии к пласту F для подогрева участка пласта F, из которого должна извлекаться проба тяжелой нефти. Наконец, приборная колонна 700 включает в себя прибор для отбора проб из пласта, который может использоваться после подогрева пласта F для получения пробы тяжелой нефти из подогретого участка пласта F. Как показано на фигурах 7а и 7b, прибор для отбора проб из пласта содержит зондовый модуль 730, используемый по выбору модуль 740 подогрева отводных линий, модуль 750 измерения свойств флюида, несущий пробу модуль 760 и модуль 770 откачки.

Для определения площади пласта, подлежащего опробованию, картридж 710 датчиков может быть снабжен одним или несколькими датчиками оценки, выполненными с возможностью определения геологических особенностей пласта, вскрываемого стволом 102 скважины. Например, картридж датчиков может включать в себя датчики оценки пласта, такие как датчики естественного гамма-излучения, датчики ядерного магнитного резонанса, диэлектрические датчики и т.п. Кроме того, может устанавливаться корреляционная связь обнаруживаемых геологических особенностей с местоположениями или положениями приборной колонны 700 в стволе 102 скважины и, в частности, с положением прибора 720 для подогрева и/или пробоотборного зонда 732 относительно пласта F, подлежащего опробованию.

Для определения местоположения или положения приборной колонны 700 в стволе 102 скважины картридж 710 датчиков может быть также снабжен датчиками перемещения и/или положения. Примеры реализации детекторов положения включают в себя, но без ограничения ими, один или несколько магнитометров, выполненных с возможностью измерения ориентации приборной колонны 700. Примеры реализации детекторов перемещения включают в себя, но без ограничения ими, один или несколько акселерометров, выполненных с возможностью определения ускорения приборной колонны вдоль оси ствола 102 скважины и, тем самым, абсолютного или относительного положения приборной колонны 700 на всем протяжении ствола 102 скважины.

Для подогрева представляющего интерес участка пласта (например, пласта F), подлежащего опробованию, прибор 720 для подогрева снабжен подогревателем, например электрическим подогревателем, химическим подогревателем, микроволновым подогревателем или другим подогревателем, известным из уровня техники. По меньшей мере частично подогреватель может быть расположен в нагревательной подушке 722 (например, в прямоугольной подушке), выступающей из корпуса прибора для подогрева. Предпочтительно, чтобы нагревательная подушка 722 была прижата к стенке 123 ствола 102 скважины дугообразной пружиной 724 для содействия тепловой связи между нагревательной подушкой 722 и пластом F. Предпочтительно, чтобы прибор для подогрева был снабжен соответствующей электроникой контроля и управления, описанной, например, с обращением к фиг.2. В одном конкретном примере прибор для подогрева также включает в себя часть электроники, которая преобразует электрическую энергию, подаваемую по каротажному кабелю 704 на приборы или модули в приборной колонне 700. Эта конфигурация может быть выгодной, поскольку отсутствует необходимость передавать электрическую энергию высокого напряжения на различные модули колонны 700. Кроме того, силовая электроника даже может образовывать теплоту, которую можно использовать для подогрева пласта F.

Для установления исключительного сообщения между приборной колонной 700 и представляющим интерес участком пласта зондовый модуль 730 снабжен выдвижным зондовым узлом 732, имеющим пробоотборное впускное отверстие. Зондовый узел расположен на удалении от нагревательной подушки 722, например, для исключения повреждения эластомерного уплотнения зонда во время подогрева пласта. Кроме того, зондовый узел 732 и нагревательная подушка 722 находятся в угловом или азимутальном позиционном соответствии друг с другом.

Зондовый узел 732 показан в отведенном положении на фиг.7а и в выдвинутом положении на фиг.7b. Зондовый узел прижимается к стенке ствола скважины установочными поршнями 734, также показанными отведенными на фиг.7а и выдвинутыми на фиг.7b. Когда зонд плотно входит в контакт со стенкой 123 ствола скважины, флюид, извлекаемый из пласта, может протекать через впускное отверстие зонда по отводной линии 780 в различные компоненты прибора для отбора проб. Поток пластового флюида в приборной колонне 700 может избирательно направляться в компоненты прибора для отбора проб благодаря использованию клапанов, таких как клапаны 734, 736, 764, 766 и 768.

Для вытягивания пластового флюида из пласта модуль 770 откачки снабжен насосом 772, например насосом поршневого типа, по флюиду соединенным с отводными линиями 780 и 782. При желании флюид может быть сброшен в ствол скважины через выходное отверстие 784. Дополнительно или в качестве варианта небольшие объемы пластового флюида можно вытягивать в прибор, используя сбросный поршень 738. Оператор на поверхности может изменять операции приборной колонны 700 туда и обратно между вытягиванием флюида насосом 772 и вытягиванием флюида сбросным поршнем 738, посылая на приборную колонну команды для управления клапанами 732 и 734.

Для анализа свойств флюида, вытягиваемого в отводную линию 780, модуль 750 измерения снабжен одним или несколькими датчиками 752 флюида, в рабочем состоянии связанными с отводной линией 780. Датчик 752 флюида можно реализовать в виде одного или нескольких датчиков давления, термометра, вискозиметра, денситометра, спектрометра (оптического, ядерного магнитного резонанса) и т.п. Информация, воспринимаемая датчиком 752, может быть использована для избирательного направления пластового флюида в отводную линию 780 между отводной линией 782 и резервуаром-хранилищем 762 пробы путем управления клапанами 764, 766 и 768. В показанном примере для измерения свойства флюида до направления в резервуар-хранилище 762 пробы, для эффективного определения характеристик флюида, входящего в приборную колонну, датчик 752 флюида расположен между зондовым узлом 732 и насосом 772. Однако в качестве варианта датчик флюида (непоказанный) может быть расположен между насосом 772 и выходным отверстием 784. Эта альтернативная конфигурация может быть полезной, когда погребенная вода и пластовая нефть разделяются в насосе 772. При этом порции воды из пластового флюида и порции нефти из пластового флюида могут раздельно характеризоваться датчиком 752.

Для захвата флюида, извлекаемого из пласта, несущий пробу модуль 760 снабжен одним или несколькими резервуарами 762 для пробы. В показанном примере для минимизации количества флюида, которое необходимо извлекать из пласта, и для заполнения отводной линии 780 до того, как флюид достигает резервуара 762 для пробы, резервуар для пробы расположен вблизи отверстия для отбора пробы приборной колонны 700. Однако в качестве варианта резервуар для пробы можно располагать на других местах в приборной колонне 700, например, при использовании конфигурации, называемой конфигурацией отбора проб с низким ударным воздействием на пласт. В качестве варианта небольшие объемы пластового флюида могут быть захвачены посредством сбросного поршня 738 и герметически закрыты во время транспортировки путем использования клапана 734.

Для подогрева пластового флюида, вытягиваемого в приборную колонну 700, ее можно снабдить одним или несколькими модулями 740 подогрева отводной линии, при желании расположенными в приборной колонне 700. Модуль подогрева отводной линии содержит подогреватель 742, термически связанный с отводной линией 780. В некоторых примерах подогреватель может использоваться для избирательного изменения температуры флюида, входящего в модуль 750 измерения, и определения изменений свойств флюида, являющихся результатом изменений температуры.

Хотя в осуществлении из фигур 7а и 7b прибор 720 для подогрева показан над зондовым модулем 730, при желании компоновка модулей 720, 730, 740, 750, 760 и 770 может быть изменена (не показано) на противоположную. В этой измененной перевернутой конфигурации между операцией подогрева и операцией отбора пробы приборную колонну 700 необходимо опускать, а не поднимать. Кроме того, без отступления от этого раскрытия можно реализовать другие конфигурации приборной колонны 700. Конечно, предпочтительно создавать прибор 700 модульным и соответственно его конфигурацию можно определять на основании задач, специфических для каждой из оцениваемых скважин.

В процессе работы приборную колонну 700 можно использовать для обеспечения подвижности и отбора флюида, содержащегося в представляющем интерес пласте. После определения площади пласта F, подлежащего опробованию, используя, например, измерения, собранные картриджем 710 датчиков, прибор 720 для подогрева совмещают с пластом. Для содействия совмещению прибора 720 для подогрева с пластом F глубину прибора 720 для подогрева внутри ствола 102 скважины можно определять, используя любой известный способ определения глубины, например, обеспечиваемый блоком 706 электроники и обработки. Чтобы улучшить позиционирование прибора 720 для подогрева, можно использовать такие технические решения, как маркировка кабеля. Кроме того, геологические особенности, обнаруживаемые датчиком 710, можно использовать совместно с глубиной, обеспечиваемой блоком 706 электроники и обработки для дальнейшего улучшения позиционирования прибора 720 для подогрева. Затем, как показано на фиг.7а, можно начать подогрев пласта, подлежащего опробованию.

После нахождения пласта, подлежащего опробованию, пробоотборный зонд 732 совмещают с участком пласта, который был подогрет прибором 720 для подогрева. Поскольку в осуществлении из фиг.7а и 7b зондовый узел 732 и нагревательная подушка 722 находятся в угловом или азимутальном позиционном соответствии друг с другом, приборную колонну 700 можно немного переместить кверху на расстояние, примерно равное пространству между впускным отверстием пробоотборного зонда 732 и нагревательной подушкой 722, чтобы впускное отверстие зонда 432 обратилось к участку пласта F, предварительно подогретого прибором 720 для подогрева. Для осуществления этого может быть достаточно регулирования глубины приборной колонны 700, обеспечиваемой блоком 706 электроники и обработки. В действительности, поскольку нагревательный модуль 720 и зондовый модуль 730 находятся рядом в приборной колонне 700, пространство между впускным отверстием пробоотборного зонда 432 и нагревательной подушкой 722 составляет порядка от 10 до 30 футов (от 3,048 до 9,144 м). Известный контроль глубины, обеспечиваемый наземным блоком 706, обычно является точным в пределах такого диапазона. Однако такие технические решения, как маркировку кабеля, можно использовать для улучшения позиционного согласования зонда 732 с подогретым участком пласта. Кроме того, геологические особенности, обнаруживаемые датчиком 710, можно использовать совместно с глубиной, обеспечиваемой блоком 706 электроники и обработки, для дальнейшего улучшения позиционного согласования зонда 732 с подогретым участком пласта.

Для обеспечения ограниченного поворота приборной колонны 700 при ее подъеме в стволе 102 скважины, нагревательную подушку 722 и дугообразную пружину 724 можно использовать для направления приборной колонны 700 по конкретному азимуту, тем самым поддерживая согласование по угловому положению пробоотборного зонда 732 с подогретым участком пласта. Кроме того, снижение величины крутящего момента, передаваемого от кабеля 704 к приборной колонне 700, благодаря вертлюгу 708 также способствует поддержанию согласования по угловому положению пробоотборного зонда 732 с подогретым участком пласта. Наконец, оператор на поверхности может проверять поддержание согласования по угловому положению во время перемещения приборной колонны 700, контролируя, например, ориентацию приборной колонны, на основании измерений магнитометров, предусмотренных в картридже 710 датчиков.

После совмещения пробоотборного зонда 732 с участком пласта, который был подогрет прибором 720 для подогрева, пробоотборный зонд может быть выдвинут, как показано на фиг.7b, и может быть начат отбор пробы из пласта F, например, как более подробно описано в настоящей заявке.

На фиг.8a-8b показан другой вариант скважинной приборной колонны 1010, включающей в себя прибор 1038 для подогрева и отдаленный прибор 1020 для отбора проб, которую можно использовать для обеспечения подвижности и получения пробы тяжелой нефти. В частности, приборная колонна 1010 включает в себя анкерную секцию 1014 и подвижную секцию 1016. В показанной реализации прибор 1038 для подогрева и прибор 1020 для отбора проб расположены в подвижной секции 1016 приборной колонны 1010. Расстояние между анкерной секцией 1014 и подвижной секцией 1016 можно изменять с высокой степенью точности путем выдвижения и/или отведения распорки или стержня, в процессе работы присоединенного к ним. Поэтому многочисленные или последовательные операции с использованием прибора 1038 для подогрева и прибора 1020 для отбора проб можно выполнять по существу на одном месте или одной глубине.

В процессе работы приборная колонна 1010 может быть подвешена к каротажному кабелю 1104 или другому транспортировочному средству и спущена в ствол 102 скважины. После определения площади пласта F, подлежащего опробованию, используя, например, измерения, собранные с помощью картриджа датчиков (непоказанного), прибор 1038 для подогрева совмещают с пластом, а анкеры 1012 избирательно выдвигают на расстояние или в сторону из скважинного прибора 1010 до контакта или зацепления со стенкой 123 ствола 102 скважины, тем самым закрепляя или фиксируя положение секции 1014 относительно стенки 123 ствола 102 скважины. В качестве варианта анкера 1012 могут быть выдвинуты с осуществлением контакта со стенкой 123 ствола 102 скважины до совмещения прибора 1038 для подогрева с пластом, подлежащим опробованию. В этом случае секцию 1016 можно перемещать относительно секции 1014 на относительно точные расстояния вдоль продольной оси скважинной приборной колонны 1010 до совмещения прибора 1038 для подогрева с площадью, подлежащей опробованию. Таким образом, прибор 1038 для подогрева можно более точно позиционировать на глубинах или местах внутри ствола скважины, чем это возможно в иных случаях при использовании обычных технических решений, например, таких как маркировка каротажного кабеля, использовании корреляционных способов с датчиками гамма-излучения или другими датчиками и т.д. Кроме того, соединительный механизм между анкерной секцией 1014 и подвижной секцией 1016 можно использовать для избирательной ориентации прибора для подогрева по направлению требуемой ориентации в стволе 102 скважины. После этого, как показано на фиг.8а, можно начать прогрев пласта, подлежащего опробованию. В частности, нагревательную подушку 1030 можно выдвинуть из прибора 1038 для прогрева до теплового контакта со стенкой 123 ствола скважины. Прибор для подогрева может быть дополнительно стабилизирован выдвижным рычагом 1032.

После нахождения пласта, подлежащего опробованию, нагревательную подушку 1030 и рычаг 1032 можно отвести для обеспечения возможности перемещения прибора 1038 для подогрева. Затем впускное отверстие зонда 1022 прибора 1020, совмещают с участком пласта, который был подогрет прибором 1038 для подогрева. Как упоминалось ранее, подвижная секция 1016 из примерной скважинной приборной колонны 1010 включает в себя прибор 1038 для подогрева и прибор 1020 для отбора проб, расположенный на известном расстоянии вдоль продольной оси скважинного прибора 1010 от прибора 1038 для подогрева. Поэтому, перемещая подвижную секцию 1016 на известное расстояние, отделяющее прибор для подогрева от прибора для отбора проб, зонд 1022 можно позиционировать на уровне подогретого участка пласта. Кроме того, анкеры 1012 могут быть выполнены с возможностью предотвращения вращательного перемещения приборной колонны 1010 при выдвижении секции 1016. Таким образом, ориентация зонда 1022 будет соответствовать участку пласта F, предварительно подогретого прибором 1038 для подогрева. После совмещения пробоотборного зонда 1022 с участком пласта, который был подогрет прибором 1038 для подогрева, пробоотборный зонд и установочные поршни 1024 могут быть выдвинуты, как показано на фиг.8b, и отбор пробы из пласта F можно начать.

На фиг.9 показана блок-схема последовательности стадий варианта способа 900 обеспечения подвижности и отбора пробы пластового флюида. В частности, в способе 900 облегчено позиционирование прибора для отбора проб на месте, ранее занятом прибором для подогрева. Способ 900 можно реализовать, используя, например, приборную колонну 700 из фиг.7a-b или приборную колонну 1010 из фиг.8a-b.

На стадии 902 приборную колонну подвешивают в стволе скважины. Приборная колонна включает в себя нагревательный модуль для передачи тепловой энергии к участку подземного пласта и блок управления подогревом для регулирования тепловой энергии, создаваемой нагревательным модулем. Приборная колонна также включает в себя пробоотборный зонд в отдалении от нагревательного модуля. Дополнительно приборная колонна включает в себя модуль ориентации для управления ориентацией пробоотборного зонда относительно подземного пласта, когда приборную колонну перемещают вдоль буровой скважины. На выполняемой по желанию стадии 904 определяют площадь пласта, подлежащего опробованию. Например, выполняют каротаж участка скважины, используя датчик оценивания пласта, транспортируемый приборной колонной, спущенной на этапе 902. Каротажную диаграмму анализируют, чтобы выбрать участок отбора пробы. Затем на стадии 906 прибор для подогрева позиционируют рядом с выбранным участком отбора пробы, используя один или несколько способов, рассмотренных в настоящей заявке. Операцию подогрева начинают на стадии 908 и продолжают до тех пор, пока не сочтут пласт подлежащим опробованию на стадии 910. На стадии 912 прибор для подогрева перемещают в стволе скважины, чтобы предоставить пространство прибору для отбора проб на месте по соседству с подогретым участком пласта. В способе 900 операции подогрева и отбора пробы фактически разделены, в результате чего обеспечивается более оптимальное управление операциями подогрева и отбора пробы в случае пластов, содержащих тяжелую нефть. Кроме того, разделение систем для подогрева пласта и отбора проб может обеспечить лучшую защиту пробоотборных элементов, которые чувствительны к высоким температурам, таких как эластомерные уплотняющие детали зонда. Более того, наличие отдельных приборов для подогрева и отбора проб придает модульность скважинной приборной колонне, тем самым позволяя реализовывать по желанию колонны с различными конфигурациями при ограниченном количестве приборных средств. На стадии 912 прибор для отбора проб позиционируют в стволе скважины так, чтобы пробоотборное впускное отверстие пробоотборника сообщалось с участком подземного пласта, предварительно подогретым прибором для подогрева. Для этого можно использовать способы совмещения пробоотборного зонда с подогретым участком пласта, рассмотренные в связи с фигурами 7а, 7b, 8a и 8b, а также другие способы, рассмотренные в настоящей заявке. На стадии 914 пласт может быть опробован. При желании на стадии 916 операции подогрева и/или отбора пробы могут быть повторены на площади пласта, предварительно подогретой, или на новой выбранной площади.

Хотя в приведенных выше примерах описаны примерные приборы для подогрева и отбора проб, реализованные в виде спускаемых на кабеле приборах, вместо этого можно использовать приборы, развертываемые в буровых скважинах любым другим способом. Например, чтобы получать аналогичные или идентичные результаты, бурильную трубу и/или гибкую трубу можно использовать для развертывания одного или обоих приборов, примерных приборов для подогрева и отбора проб, описанных в настоящей заявке. Кроме того, хотя примеры, описанные в настоящей заявке, показаны в действии в необсаженной буровой скважине, примерные способы и устройства, описанные в настоящей заявке, также можно использовать в обсаженных буровых скважинах.

Хотя в настоящей заявке были описаны определенные способы, устройства и изделия промышленного производства, объем защиты этого патента не ограничен ими. Напротив, этот патент охватывает все способы, устройства и изделия промышленного производства, фактически попадающие в объем прилагаемой формулы изобретения, либо точно, либо в соответствии с доктриной эквивалентов.

1. Способ отбора пробы флюида из подземного пласта, содержащий следующие стадии:
расположение первого прибора, имеющего подогреватель, в стволе скважины так, что подогреватель прилегает к участку подземного пласта;
подогрев подогревателем участка подземного пласта;
перемещение первого прибора в стволе скважины;
расположение второго прибора, имеющего пробоотборное впускное отверстие, в стволе скважины так, что пробоотборное впускное отверстие сообщено с участком подземного пласта, подогретого подогревателем;
отбор через пробоотборное впускное отверстие пробы флюида из участка подземного пласта, подогретого подогревателем.

2. Способ по п.1, в котором проба флюида содержит одно из тяжелой нефти, умеренно тяжелой нефти, сверхтяжелой нефти и битума.

3. Способ по п.1, в котором расположение первого прибора в стволе скважины осуществляется на глубине на основании каротажной информации пласта.

4. Способ по п.1, в котором дополнительно определяют положение подогревателя внутри ствола скважины и используют определенное положение для ориентации второго прибора в стволе скважины.

5. Способ по п.1, в котором ориентация второго прибора в стволе скважины содержит расположение второго прибора в стволе скважины на глубине и его ориентацию на основании глубины и ориентации подогревателя при расположении первого прибора в стволе скважины.

6. Способ по п.1, в котором ориентация второго прибора в стволе скважины осуществляется на основании температуры стенки ствола скважины, измеренной вторым прибором.

7. Способ по п.1, дополнительно содержащий подогрев второго прибора до его расположения в стволе скважины.

8. Система для подогрева и получения проб тяжелой нефти из подземного пласта, содержащая первый прибор, имеющий нагревательный модуль для передачи тепловой энергии к участку подземного пласта и блок управления подогревом для регулирования тепловой энергии, подводимой нагревательным модулем к участку подземного пласта, второй прибор, имеющий пробоотборное впускное отверстие, и модуль ориентации для управления ориентацией впускного отверстия относительно подземного пласта, при этом указанные приборы выполнены с возможностью развертывания в стволе скважины с помощью каротажного кабеля, бурильной колонны или гибкой трубы.

9. Система по п.8, в которой первый прибор дополнительно содержит тепловой отражатель, прилегающий к нагревательному модулю, для отражения по меньшей мере части тепловой энергии, создаваемой нагревательным модулем, к стенке ствола скважины.

10. Система по п.8, в которой второй прибор дополнительно содержит по меньшей мере один датчик температуры для измерения температуры стенки ствола скважины для идентификации участка подземного пласта.

11. Система по п.8, в которой второй прибор дополнительно содержит по меньшей мере пакер или зонд для изоляции по меньшей мере секции участка буровой скважины.

12. Прибор для отбора проб флюида из подземного пласта, содержащий модуль ориентации для определения его положения в стволе скважины, связанной с подземным пластом, по меньшей мере один датчик температуры для измерения температуры стенки ствола скважины для идентификации предварительно подогретого участка подземного пласта и пробоотборный зонд для получения пробы флюида из предварительно подогретого участка подземного пласта, при этом прибор выполнен с возможностью развертывания в стволе скважины с помощью каротажного кабеля, бурильной колонны или гибкой трубы.

13. Прибор по п.12, в котором модуль ориентации предназначен для определения положения прибора путем определения по меньшей мере его ориентации в стволе скважины.

14. Прибор по п.12, в котором по меньшей мере один датчик температуры содержит множество выдвижных рычагов, соединенных с прибором, и каждый из рычагов имеет термочувствительный элемент на одном конце рычага.

15. Прибор по п.12, дополнительно содержащий модуль позиционирования прибора для изменения его ориентации в стволе скважины, при этом указанный модуль содержит множество выдвижных рычагов для перемещения прибора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к исследованиям подземных пластов. .

Изобретение относится к способам определения момента прорыва пластового флюида и может быть использовано, например, для определения глубины внедрения фильтрата. .

Изобретение относится к анализу пластовых флюидов для оценки и проверки геологической формации в целях разведки и разработки нефтяных или газовых скважин. .

Изобретение относится к исследованию скважин, в частности к способам оценки подземного пласта посредством скважинного инструмента. .

Изобретение относится к способам оценки подземного пласта с помощью узла зонда, транспортируемого на скважинном инструменте, находящемся в стволе скважины, проходящем через подземный пласт.

Изобретение относится к скважинному инструменту и способу для оценки пласта в процессе бурения. .

Изобретение относится к скважинным исследованиям подземных пластов. .

Изобретение относится к устройству и способу управления потоком жидкости в скважинном инструменте

Изобретение относится к способам выполнения операций в стволе скважины с использованием скважинных инструментов с перемещающимися секциями

Изобретение относится к оборудованию для подводной добычи нефти

Изобретение относится к способу измерения давления в подземной формации, содержащей текучую среду, содержащему следующие последовательные этапы: установка возможности передачи текучей среды между тестовой камерой, расположенной в буровой скважине, и подземной формацией посредством поточного трубопровода, перемещение поршня в тестовой камере так, чтобы откачать текучую среду в тестовую камеру, обеспечение изоляции текучей среды в тестовой камере относительно поточного трубопровода, измерение давления в поточном трубопроводе и повтор предыдущих этапов. Изобретение также относится к устройству для измерения давления в подземной формации, содержащей текучую среду, конфигурированному для выполнения указанного метода. Техническим результатом является измерение давления в подземной формации более быстрым, простым и надежным образом. 4 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к системе для отбора проб подземного пласта. Техническим результатом является повышение эффективности отбора проб. Система содержит прибор для отбора проб, содержащий цилиндрический элемент, который содержит закрытый удаленный конец и конечный элемент, который проходит от закрытого удаленного конца и выполнен с возможностью прохождения на первое расстояние за закрытый удаленный конец и проникновения в стенку подземного пласта на первую глубину, и систему отбора и извлечения проб, расположенную внутри цилиндрического элемента и выполненную с возможностью проникновения через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента в подземный пласт на вторую глубину, которая больше, чем первая глубина, и извлечения пробы материала пласта или пластовых флюидов из пласта. 3 н. и 35 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к способу и устройству проведения измерений при предварительном исследовании скважин методом понижения уровня пластовой жидкости в забое скважины. Техническим результатом является понижение уровня пластовой жидкости в забое скважины и проведение измерений. Способ содержит проведение понижения уровня пластовой жидкости, которое содержит контактирование устройства гидравлической связи в пластовом испытателе со стенкой скважины, проходящей в подземный пласт, проведение понижения уровня первого типа путем забора жидкости в устройство гидравлической связи, определение разрыва в глинистой корке стенки скважины во время выполнения понижения уровня первого типа, проведение понижения уровня второго типа путем забора жидкости в устройство гидравлической связи в случае обнаружения разрыва в глинистой корке. При этом понижение уровня второго типа отличается от понижения уровня первого типа, и происходит подтверждение разрыва в глинистой корке стенки скважины во время проведения понижения уровня второго типа. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 13 ил.
Наверх