Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте

Авторы патента:


Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте

 


Владельцы патента RU 2502870:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к способу планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте. Техническим результатом является увеличение эффективности и/или производительности операции отбора проб пластовой текучей среды или работы. Способ включает идентифицирование множества процессов и их параметров, причем процессы включают в себя процессы бурения и отбора проб и параметры включают в себя параметры бурения и отбора проб. Способ также включает обработку параметров для каждого из процессов с помощью спецпроцессора моделирования, создающего прогнозы, связанные с отбором проб в пласте, причем спецпроцессор моделирования включает в себя, по меньшей мере, один из имитатора гидравлической системы ствола скважины, имитатора фильтрационной корки бурового раствора, имитатора пластового течения или имитатора ответной реакции инструмента. Способ также включает систематизацию прогнозов, связанных с отбором проб в пласте, на основании, по меньшей мере, одного из качества текучей среды пробы, продолжительности процесса отбора проб, производительности процесса отбора проб или стоимости отбора проб, и планирование операции отбора проб на основании систематизированных прогнозов. 4 н. и 21 з.п. ф-лы, 15 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В процессе операций отбора проб во время бурения условия бурения ствола скважин влияют на количество фильтрата бурового раствора, проникающего в пласт, количество энергии, имеющееся в скважине для перекачки текучей среды из пласта, и время, требуемое для получения пробы нетронутой пластовой текучей среды. В некоторых примерах бурильное оборудование бурильной колонны может включать в себя скважинный инструмент отбора проб и/или испытаний текучих сред окружающих подземных пластов. Отбор проб можно производить с использованием пластоиспытателей, извлекающих пластовые текучие среды в нужных местах ствола скважины или точках наблюдений и/или испытывающих взятые пробы текучих сред на месте в скважине. Вместе с тем, для управления процессом получения пробы нетронутой пластовой текучей среды необходимо учитывать большое число переменных. Известные методики отбора проб во время бурения в значительной мере опираются на опыт корректировки параметров отбора проб и бурения для выполнения относительно экономически оправданной и высокопроизводительной операции отбора проб. Вместе с тем, такие эмпирические методики ограничены в объеме и могут уменьшать производительность и/или увеличивать суммарную стоимость операции отбора проб, если параметры бурения и/или отбора проб надлежащим образом не идентифицированы и/или приемлемо не откорректированы.

Известный уровень техники в данной области включает в себя SPE 92380, представляющий использование спецпроцессора моделирования в соединении с измерениями порового давления или давления в коллекторе. Другой пример можно найти в публикации патентной заявки США № 2005/0235745. Кроме того, в публикации патентной заявки США № 2007/0079962 описан блок планирования работы защитного зонда. Вышеупомянутые документы полностью включены в виде ссылки в данное описание.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг.1 показывает схематичный вид варианта системы буровой установки.

Фиг.2 схематично показывает вариант способа реализации одного или обоих модулей каротажа во время бурения фиг.1.

Фиг.3 показывает блок-схему устройства согласно настоящему изобретению.

Фиг.4 показывает блок-схему последовательности операций примера способа согласно настоящему изобретению.

Фиг.5 показывает более подробную блок-схему последовательности операций другого варианта способа согласно настоящему изобретению.

Фиг.6-13 показывает графики, иллюстрирующие прогнозы согласно одному из аспектов настоящего изобретения.

Фиг.14 показывает график, иллюстрирующий пример выходных данных имитатора ответной реакции пробоотборника, относящегося к возможной программе работы инструмента.

Фиг.15 показывает схему устройства согласно одному или нескольким аспектам настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Настоящее изобретение должно стать понятным из следующего подробного описания с прилагаемыми фигурами. Обращаем внимание, что согласно стандартной практике в промышленности, различные признаки начерчены без соблюдения масштаба. Фактически размеры различных признаков можно произвольно увеличивать или уменьшать для ясности рассмотрения.

Некоторые примеры показаны на указанных выше фигурах и подробно описаны ниже. В описании данных примеров одинаковые или идентичные позиции могут быть использованы для идентификации одинаковых или аналогичных элементов. Кроме того, несколько примеров описаны на всем протяжении данного подробного описания. Любые признаки любого примера могут быть включены в состав или заменены или могут иначе объединяться с другими признаками из других примеров для образования новых примеров.

В общем, являющиеся примерами способы и устройства, описанные в данном документе, можно использовать для планирования и динамического оптимизирования операций отбора проб пластовой текучей среды, выполняемых в соединении с бурением ствола скважины в подземном пласте. Как описано более подробно ниже, являющиеся примерами способы и устройства, в отличие от многих известных методик отбора проб пластовых текучих сред, обеспечивают интегральное планирование операций бурения и отбора проб пластовой текучей среды и итеративное динамическое обновление параметров, связанных с операциями бурения и/или отбора проб, по существу, увеличивающие эффективность и/или производительность операции отбора проб пластовой текучей среды или работы. Более конкретно, перед бурением и отбором проб в являющихся примером способах и устройствах можно выбирать или определять начально рассчитанный или наилучшим образом спрогнозированный (например, наиболее эффективный или экономически целесообразный) план бурения и план отбора проб в координированном или интегрированном режиме. В частности, в являющихся примером способах и устройствах можно использовать статистические данные, относящиеся к наборам параметров бурения и отбора проб, и соответствующие величины параметров для идентифицирования одного или нескольких возможных сценариев бурения и/или отбора проб, планов или процессов. Как описано более подробно ниже, каждый из планов, сценариев или процессов можно анализировать с использованием, например, спецпроцессора моделирования, который может включать в себя один или несколько имитаторов, обеспечивающих относительное сравнение и/или систематизацию планов, сценариев или способов на основании рассчитанных или прогнозируемых результатов отбора проб, создаваемых каждым из планов, сценариев или процессов. В данном режиме являющиеся примерами способы и устройство обеспечивают выбор начального плана бурения и/или отбора проб, рассчитанного или прогнозируемого для создания наилучших результатов (например, наиболее точных и экономически эффективных) отбора проб.

Способы и устройство согласно изобретению могут дополнительно обеспечивать динамическое обновление выбранного вначале плана (планов) бурения и/или отбора проб во время бурения и/или во время операций отбора проб. Более конкретно, одну или несколько величин параметров, относящихся к бурению и/или одну или несколько величин параметров, относящихся к отбору проб можно собирать или измерять во время бурения или при временной остановке бурения. Данные собранные или измеренные величины параметров можно затем использовать для обновления (например, модифицирования) выбранного вначале плана (планов) бурения и/или отбора проб. Такие обновления могут, например, происходить динамически во время операции отбора проб пластовой текучей среды и/или могут происходить между действиями бурения (т.е. во время временной остановки бурения) во время хода работы отбора проб, которая может состоять из отбора проб пластовой текучей среды в одном или нескольких местах в стволе скважины, в которой идет бурение. Обновление плана (планов) бурения и/или отбора проб может происходить многократно во время исполнения работы отбора проб, и такое обновление может включать в себя обновление одной или нескольких моделей (например, моделей пласта, моделей фильтрационной корки бурового раствора и т.д.), параметров и т.д.

Таким образом, как отмечено выше, способы и устройство, описанные в данном документе, предпочтительно обеспечивают создание начального плана бурения и/или отбора проб так, что действия бурения и действия отбора планируют совместно или в интегральном режиме. Кроме того, после начала действий бурения начальный план (планы) бурения и/или отбора проб можно обновлять или модифицировать во время исполнения работы отбора проб во время бурения ствола скважины. В результате, являющиеся примером способы и устройство обеспечивают более эффективный, производительный и экономически оправданный сбор и анализ одной или нескольких проб пластовой текучей среды во время действий бурения.

На фиг.1 показана система буровой установки, которую можно использовать на суше и/или на море, но показанная на фиг.1 установка развернута на суше. Данную систему можно использовать в сочетании со способами и устройством отбора проб во время бурения, описанными в данном документе. Вместе с тем, следует учитывать, что способы и устройство варианта, описанного в данном документе, в общем, можно также использовать с любой другой системой (системами) буровой установки.

В варианте системы буровой установки фиг.1 ствол 11 скважины выполняют в одном или нескольких подземных пластах роторным и/или наклонно-направленным бурением. Бурильная колонна 12 подвешена в стволе 11 скважины и включает в себя компоновку 100 низа бурильной колонны (КНБК), имеющую буровое долото 105 на своем нижнем конце. Система на поверхности включает в себя платформу и компоновку 10 вышки, установленную над стволом 11 скважины. Компоновка 10 вышки включает в себя ротор 16, ведущую бурильную трубу 17, крюкоблок 18 и вращающийся вертлюг 19. Бурильную колонну 12 вращает ротор 16, получающий мощность от не показанного средства и соединенный с ведущей бурильной трубой 17 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 12 примера подвешена на крюкоблоке 18, прикрепленном к талевому блоку (не показано), через ведущую бурильную трубу 17 и вертлюг 19, обеспечивающий вращение бурильной колонны относительно крюкоблока 18. Систему верхнего привода можно использовать альтернативно или дополнительно.

В варианте, показанном на фиг.1, система на поверхности дополнительно включает в себя буровой раствор 26, хранящийся в емкости 27, оборудованной на буровой площадке. Насос 29 подает буровой раствор 26 внутрь бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, обеспечивая проход бурового раствора вниз через бурильную колонну 12 в направлении, указанном стрелкой 8. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровом долоте 105 и затем циркулирует вверх через зону кольцевого пространства между внешней поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины в направлении, указанном стрелкой 9. Буровой раствор смазывает буровое долото 105 и уносит выбуренную породу на поверхность, возвращаясь в емкость 27 для повторной циркуляции, и создает корку бурового раствора, например, фильтрационную корку, (не показана) на стенках ствола 11 скважины.

Компоновка 100 низа бурильной колонны включает в себя, среди прочего, несколько модулей или инструментов каротажа во время бурения различных типов (два из которых указаны позициями 120 и 120A), и/или модули измерений во время бурения (один из которых указан позицией 130), роторную управляемую систему или двигатель, и буровое долото 105. Модуль 130 измерений во время бурения измеряет азимут и наклон бурового долота 105, которые можно использовать для мониторинга траектории ствола скважины.

Каждый инструмент 120 и 120A размещен в специальной утяжеленной бурильной трубе, известной в технике, и содержит несколько каротажных инструментов известных типов и/или устройств отбора проб текучей среды. Инструменты 120 и 120A выполнены с возможностью проведения измерений, обработки и хранения информации и обмена данными с модулем 130 измерений во время бурения и/или напрямую с оборудованием на поверхности, таким, например, как компьютер 160 каротажа и управления.

Компьютер 160 каротажа и управления может включать в себя интерфейс пользователя, обеспечивающий отражение параметров ввода и/или вывода данных, которые могут быть связанными с измерениями, получаемыми в примерах, описанных в данном документе, и/или прогнозов, связанных с отбором проб в пласте F, таких как протяженность зоны проникновения бурового раствора (например, фильтрата бурового раствора). Параметры, вводимые в компьютер 160 каротажа и управления, могут включать в себя сейсмические данные (например, сейсморазведки и/или скоростей распространения сейсмических волн), каротажные диаграммы необсаженного ствола скважины, включающие в себя данные оценки пласта, и/или механические свойства породы (например, прочность пласта), связанные с пластом F. Кроме того или альтернативно, параметры ввода могут включать в себя данные, относящиеся к реологии бурового раствора, такие как вязкость бурового раствора, плотность бурового раствора, напряжение текучести бурового раствора, прочность геля бурового раствора, состав бурового раствора и/или сжимаемость бурового раствора. Дополнительно, ввод параметров может включать в себя траекторию ствола скважины, размеры ствола скважины, геометрию бурильной колонны, параметры насоса (например, производительность насоса), параметры бурения, параметры отбора проб и/или параметры пласта. Хотя компьютер 160 каротажа и управления показан на фиг.1 находящимся на поверхности и вблизи системы буровой установки, часть или весь компьютер 160 могут быть установлены в компоновке 100 низа бурильной колонны и/или на удаленной площадке.

На фиг.2 показана упрощенная схема инструмента 200 каротажа во время бурения, который можно использовать в качестве инструментов 120 и/или 120A каротажа во время бурения. В показанном примере инструмент 200 каротажа во время бурения относится к типу, описанному в патенте США 7114562, переуступленному патентообладателю настоящей патентной заявки и полностью включенному в данный документ в виде ссылки. Вместе с тем, другие типы инструментов каротажа во время бурения можно использовать в качестве инструмента 200 каротажа во время бурения.

Инструмент 200 каротажа во время бурения фиг.2 снабжен зондом 205, выполненным с возможностью обеспечения сообщения с пластом F и отбора пластовой текучей среды 210 в инструмент 200 каротажа во время бурения, как показано стрелками. Зонд 205 может быть установлен, например, в лопасть 215 центратора инструмента 200 каротажа во время бурения и выдвигаться из лопасти 215 центратора в контакт со стенкой 220 ствола скважины. Лопасть 215 центратора входит в состав одной или нескольких лопастей, которые могут находиться в контакте со стенкой 220 ствола скважины.

Пластовая текучая среда 210, отобранная в инструмент 200 каротажа во время бурения зондом 205, может быть обследована для определения, например, состава текучей среды, вязкости, плотности, оптической плотности, меры поглощения света, флюоресценции, относительного сопротивления и/или проводимости, диэлектрической постоянной, температуры и т.д. Инструмент 200 каротажа во время бурения может также быть снабжен одним или несколькими блоками 230 измерения свойств текучей среды и одним или несколькими датчиками 235, выполненными с возможностью совместного измерения параметров (например, параметров процесса, параметров пласта и т.д.). Блок (блоки) 230 измерения свойств текучей среды могут включать в себя, например, спектрометр поглощения света, имеющий множество каналов, каждый из которых может соответствовать разной длине волны. Таким образом, блок (блоки) 230 измерения свойств текучей среды могут быть выполнены для измерения спектральной информации для текучих сред, отобранных из пласта F. Данную спектральную информацию можно использовать для определения состава и/или других свойств текучей среды. Блок (блоки) 230 измерения свойств текучей среды может, кроме того или альтернативно, включать в себя масс-спектрометр и/или блок хроматографии, спектрометр ядерно-магнитного резонанса, спектрометр флюоресценции, блок измерения относительного сопротивления и/или любой другой подходящий блок измерения свойств текучей среды. Измерения, полученные блоком (блоками) 230 измерения свойств текучей среды, могут быть использованы спецпроцессором 240 моделирования для содействия (например, обновления) процессу бурения и/или отбора проб. Например, спецпроцессор 240 моделирования можно использовать для прогнозирования изменений свойств пластовой текучей среды с глубиной для прогнозирования изменений свойств пластовой текучей среды со временем во время процесса отбора проб и/или для генерирования каротажных диаграмм, калибрующих профиль зоны проникновения бурового раствора, как описано более подробно ниже.

Датчики 235 могут быть предназначены для измерения давления (например, давления на зонде 205 и давления в кольцевом пространстве во время бурения), температуры, интенсивности подачи бурового раствора (например, интенсивности подачи бурового раствора в кольцевом пространстве), плотности бурового раствора, траектории ствола скважины, плотности пластовой текучей среды, вязкости пластовой текучей среды, местоположения бурильной колонны и/или бурильных компонентов относительно ствола скважины, и/или получения шлама. Кроме того или альтернативно, датчики 235 могут быть предназначены для измерения, кроме прочего, скорости проходки буровым долотом 105, объем пробуренного пласта, скорости вращения компоновки 100 низа бурильной колонны, массы фильтрационной корки бурового раствора, уплотненности корки бурового раствора, величины перемещения компоновки 100 низа бурильной колонны, фильтрации бурового раствора, мелких измерений каротажа во время бурения и/или глубины бурильной колонны 12.

Один или несколько параметров, измеренных датчиками 235, могут быть использованы спецпроцессором 240 моделирования для определения, прогнозирования и/или обновления режима потока в стволе скважины, интенсивности фильтрации бурового раствора, модели порового давления, подвижности текучей среды в пласте, статистики распределения давления, статистики циркуляции бурового раствора, параметров фильтрационной корки бурового раствора и/или проникновения бурового раствора (например, фильтрата). Кроме того, некоторые или все данные измеренные параметры могут быть использованы спецпроцессором 240 моделирования для определения, прогнозирования и/или обновления модели фильтрационной корки бурового раствора, пластовой модели (включающей в себя модель пластовой текучей среды), модели отложения фильтрационной корки бурового раствора, модели эрозии фильтрационной корки бурового раствора, модели сжимаемости фильтрационной корки бурового раствора, модели проницаемости фильтрационной корки бурового раствора, модели десорбции фильтрационной корки бурового раствора, забойного давления и/или пористости пласта. Дополнительно, один или несколько данных измеренных параметров могут быть использованы спецпроцессором 240 моделирования для определения, прогнозирования и/или обновления сжимаемости пласта, модели бурового раствора, модели оценки свойств пласта и/или свойств бурового раствора, уравнений механики текучей среды в стволе скважины, модели мгновенного проникновения, модели пластового течения и/или модели показателей работы пробоотборника. Как отмечено выше и описано более подробно ниже, вышеупомянутые параметры и/или модели можно обновлять динамически с помощью данных, собранных во время исполнения работы отбора проб во время бурения ствола скважины для обеспечения более эффективного и производительного отбора и анализа проб пластовых текучих сред.

Датчики 235 могут давать на выход аналоговые и/или цифровые сигналы, которые могут являться цифровыми представлениями аналоговых сигналов, переработанных для уменьшения шума и/или уменьшения числа бит, используемых для представления выходных данных (т.е. сжатыми). Выходные данные могут, кроме того или альтернативно, включать в себя один или несколько параметров, выведенных из данных измерений и/или выходных данных одного или нескольких датчиков.

Инструмент 200 каротажа во время бурения может быть снабжен устройствами, такими, например, как, по меньшей мере, один насос 280 для отбора нужного количества текучей среды из пласта F при заданной производительности. Инструмент 200 каротажа во время бурения может также включать в себя камеру 245 сбора проб текучей среды для подъема на поверхность, по меньшей мере, одной выкидной линии 260, гидравлически соединенной с зондом 205, насос 280 и, по меньшей мере, одно регулируемое выпускное отверстие 270, которые можно использовать для выпуска текучей среды, отобранной из пласта F в ствол скважины (например, во время операции очистки пробы). Резервные поршни 225 можно также оборудовать для содействия приложения силы, толкающей инструмент 200 каротажа во время бурения и/или зонд 205, к стенке 220 ствола скважины. Кроме того, для генерирования выходных данных имитации и/или прогнозов являющийся примером инструмент 200 каротажа во время бурения фиг.2 включает в себя спецпроцессор 240 моделирования и блок 250 обработки данных. Вместе с тем, спецпроцессор 240 моделирования и/или блок 250 обработки данных могут быть размещены в другом месте в инструменте или бурильной колонне и/или могут быть размещены частично или полностью на поверхности.

На фиг.3 показана блок-схема устройства 300, которое можно использовать для реализации спецпроцессора 240 моделирования и блока 250 обработки данных фиг.2. Как показано совместно на фиг.2 и 3, спецпроцессор 240 моделирования может включать в себя любое число и/или любые типы имитаторов, и блок 250 обработки данных может включать в себя любое число и/или любые типы модулей процессоров. В варианте на фиг.3 спецпроцессор 240 моделирования включает в себя имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора, имитатор 306 пластового течения и имитатор 308 ответной реакции инструмента. Блок 250 обработки данных включает в себя сравнивающее устройство 310, инициирующее устройство 312, сортирующее устройство 314, процессор 316 и/или устройство 318 идентификации. Меньшее число, дополнительные и/или отличающиеся имитаторы и модули могут быть использованы для реализации спецпроцессора 240 моделирования и блока 250 обработки данных для удовлетворения потребностей конкретного варианта применения.

Хотя спецпроцессор 240 моделирования и блок 250 обработки данных показаны как часть инструмента 200 каротажа во время бурения на фиг.2, спецпроцессор 240 моделирования и/или блок 250 обработки данных можно альтернативно реализовать, по меньшей мере, частично в модуле 130 измерений во время бурения. Кроме того или альтернативно, спецпроцессор 240 моделирования и/или блок 250 обработки данных можно реализовать, частично или полностью, как часть компьютера 160 каротажа и управления. Например, если сообщение между КНБК 100 (фиг.1) и поверхностью осуществляется по высокоскоростному каналу связи (например, кабелированной бурильной трубе), скорость передачи данных может быть достаточной для обеспечения размещения спецпроцессора 240 моделирования и блока 250 обработки данных полностью в компьютере 160 каротажа и управления.

Хотя примеры способа реализации спецпроцессора 240 моделирования и блока 250 обработки данных фиг.2 показаны на фиг.3, один или несколько элементов, процессов и/или устройств, показанных на фиг.3, можно объединять, делить, переставлять, исключать, убирать и/или реализовать другими путями. В более общем смысле являющиеся примером спецпроцессор 240 моделирования и/или блок 250 обработки данных можно реализовать в аппаратном обеспечении, программном обеспечении, микропрограммном обеспечении и/или любой комбинации аппаратного обеспечения, программного обеспечения и/или микропрограммного обеспечения. Таким образом, например, любые имитаторы 302-308 и/или модули 310-318 можно реализовать в одной или нескольких цепи (цепях), программируемом процессоре (процессорах), специализированной интегральной микросхеме (микросхемах) (специализированной ИС), программируемом логическом устройстве (устройствах) (ПЛУ) и/или логическом устройстве, программируемом потребителем (устройствах) (ПЛИС) и т.д. Кроме того, являющийся примером спецпроцессор 240 моделирования и являющийся примером блок 250 обработки данных могут включать в себя один или несколько элементов, процессоров и/или устройств, дополняющих или заменяющих показанные на фиг.3.

При использовании имитаторы 302-308 могут автоматически взаимодействовать (например, работать совместно или передавать данные для обмена величинами параметров и/или другими данными) для выполнения анализов, которые можно использовать для обновления (например, итеративного) параметров бурения и/или параметров отбора проб для улучшения результатов операции отбора проб или работы, выполненной в соединении с действиями бурения. Вместе с тем, следует учитывать, что не все состояния данного одного из имитаторов 302-308 должны быть обязательно совместимыми с возможными состояниями одного или нескольких других имитаторов 302-308. Фактически в некоторых случаях только один набор параметров может быть действительным, когда все имитаторы 302-308 совместно работают или взаимодействуют для осуществления анализа или анализов, необходимых для обновления планов бурения и/или отбора проб согласно примерам, описанным в данном документе.

Для решения и/или определения уравнений механики текучей среды в стволе 11 скважины (фиг.1) являющийся примером спецпроцессор 240 моделирования снабжен имитатором 302 гидравлической системы ствола скважины. Известный имитатор гидравлической системы ствола скважины описан в материалах "Drilling Office" справки по маркетингу фирмы Schlumberger® и "The Integral Solution: New System Improves Efficiency of Drilling Planning and Monitoring" SPE 39322, описывающих модуль гидравлической системы, созданный для применения фирмой Schlumberger®, полностью включены в данный документ в виде ссылки. Имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины выполнен с возможностью приема и обработки входных данных и генерирования выходных данных, относящихся к режиму потока (например, распределения скорости потока) и/или статистике распределения давления (например, давления в кольцевом пространстве, эквивалентной циркуляционной плотности и/или эквивалентной статической плотности). В частности, режим потока циркуляции бурового раствора может быть показан турбулентным или ламинарным, что, в свою очередь, имеет значение для прогнозов, выполняемых имитатором 304 фильтрационной корки бурового раствора. Таким образом, результаты имитации (или информация, связанная с результатами имитации), генерируемая имитатором 302 гидравлической системы ствола скважины могут быть переданы имитатору 304 фильтрационной корки бурового раствора, обеспечивая более точное моделирование фильтрационной корки бурового раствора в стволе скважины имитатором 304 фильтрационной корки бурового раствора. Кроме того, статистика распределения давления может быть переведена в эквивалентную циркуляционную плотность и/или эквивалентную статическую плотность.

Входные данные в имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины могут быть связаны с параметрами реологии бурового раствора, параметрами бурения и/или данными коллектора. Параметры, относящиеся к реологии бурового раствора, могут включать в себя, среди прочего, вязкость бурового раствора, плотность бурового раствора, напряжение текучести бурового раствора, прочность геля бурового раствора и/или сжимаемость бурового раствора. Параметры, относящиеся к реологии бурового раствора, могут быть определены на поверхности, например, в лаборатории и/или на буровой площадке и затем введены в компьютер 160 каротажа и управления (фиг.1). Параметры, относящиеся к реологии бурового раствора, могут зависеть, например, от давления и/или температуры в стволе скважины. Расчетное давление можно определять по плотности бурового раствора и измерению вертикальной глубины бурильной колонны относительно поверхности. Давление можно, кроме того или альтернативно, определять по измерениям, полученным одним или несколькими датчиками 235 (фиг.2).

Параметры, относящиеся к бурению, включают в себя геометрию бурильной колонны, траекторию ствола скважины, статистику скорости циркуляции бурового раствора, глубину бурильной колонны, получение шлама и/или скорость вращения компоновки низа бурильной колонны. Геометрия бурильной колонны может включать в себя размеры и/или диаметр различных компонентов компоновки низа бурильной колонны, которая может включать в себя буровое долото, утяжеленные бурильные трубы, бурильные трубы и/или центраторы или стабилизаторы, и т.д. Геометрию бурильной колонны и/или ее местоположение можно использовать для определения площади сечения потока бурового раствора на траектории ствола скважины.

Траектория ствола скважины может быть вертикальной, наклонной и/или горизонтальной относительно поверхности. Траекторию ствола скважины можно использовать для определения местоположения компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины. Местоположение компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины можно использовать для определения формы площади сечения потока бурового раствора (например, кольцевой или серповидной) на траектории ствола скважины. Данную информацию и производительность перекачки бурового раствора можно использовать для определения и/или прогнозирования режима потока бурового раствора. Например, если траектория ствола скважины является горизонтальной относительно поверхности, компоновка низа бурильной колонны может ложиться на бок и, следовательно, форма площади сечения потока бурового раствора может быть, по существу, являться серповидной. Альтернативно, если траектория ствола скважины вертикальна относительно поверхности, компоновка низа бурильной колонны может вставать по центру сечения ствола скважины и, таким образом, форма площади сечения потока бурового раствора может быть, по существу, кольцевой. Кроме того, действие силы тяжести на компоновку низа бурильной колонны может быть также учтено имитатором 302 гидравлической системы ствола скважины.

Скорость циркуляции бурового раствора связана с производительностью перекачки бурового раствора, что используют, кроме прочего, для определения средней интенсивности подачи бурового раствора по сечению ствола скважины. Задержки и/или перерывы циркуляции бурового раствора, обусловленные, например, присоединением дополнительных секций бурильных труб можно также учитывать.

Глубина бурильной колонны (например, проектная глубина) относится к глубине бурильной колонны в стволе скважины. Глубину бурильной колонны можно использовать для генерирования моделей, связанных с действием скачков давления и/или свабирования (например, перемещение бурильной колонны и/или других компонентов компоновки низа бурильной колонны вдоль ствола 11 скважины (фиг.1) может давать в результате уменьшение давления в скважине, что, в свою очередь, может инициировать приток углеводородов из пласта F). Кроме того или альтернативно, глубину бурильной колонны можно использовать для генерирования моделей, связанных с действием времени между моментом вскрытия пласта F (например, горной породы) буровым долотом 105 (фиг.1) и временем отбора проб.

Получение шлама связано с мелкими частицами горной породы, оторванными от пласта F при разрушении буровым долотом 105 пласта F горной породы перед буровым долотом 105. Количество полученного шлама зависит от объема пласта, пробуренного буровым долотом 105, и типа используемого бурового долота. Получение шлама воздействует на давление в стволе скважины и действующую циркуляционную плотность, являющуюся очевидной плотностью бурового раствора циркуляции, выведенной по измерению давления, производимого буровым раствором на данной глубине. Эффективная плотность циркуляции учитывает перепад давления в кольцевом пространстве над рассматриваемой точкой в пласте F.

Скорость вращения бурильной колонны связана с частотой оборотов в минуту бурильной колонны относительно ствола скважины. Скорость вращения бурильной колонны воздействует на режим потока бурового раствора (например, является ли поток ламинарным или турбулентным). Кроме того, скорость вращения бурильной колонны воздействует на механику фильтрационной корки бурового раствора и скорость проникновения бурового раствора, то есть скорость, с которой буровой раствор, в основном, фильтрат, проникает в пласт F.

Параметры, относящиеся к данным коллектора, которые может также использовать имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины, включают в себя температуру текучей среды в скважине и, если имеется, температуру пласта F. Вместе с тем, в других примерах любое другое число параметров, относящихся к данным коллектора, имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины может использовать взамен или в дополнение к упомянутым выше.

Для определения и/или прогнозирования величины скорости фильтрации или объема закачиваемого бурового раствора (например, фильтрата) в стенку 220 ствола скважины по траектории ствола скважины, являющийся примером спецпроцессор 240 моделирования снабжен имитатором 304 фильтрационной корки бурового раствора. Имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора можно реализовать с использованием известного имитатора фильтрационной корки бурового раствора, такого как имитатор, описанный в материале "When Should We Worry About Supercharging in Formation Pressure While Drilling Measurements", SPE/IADC 92380, полностью включен в данный документ в виде ссылки. Вместе с тем, взамен можно использовать любой другой имитатор фильтрационной корки бурового раствора. В общем, имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора принимает и обрабатывает входные данные для генерирования выходных данных, взаимосвязанных со скоростью фильтрации или объемом бурового раствора, закачиваемого в стенку 220 ствола скважины по траектории ствола скважины. Кроме того, имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора включает в себя внутренние переменные, связанные с массой корки бурового раствора и/или сжатием корки бурового раствора. Масса корки бурового раствора связана с массой материала твердых частиц, осажденных на стенке 220 ствола скважины. В общем, можно осуществлять мониторинг свойств корки бурового раствора, таких, например, как толщина, пористость, проницаемость, сжимаемость, прочность, скорость фильтрации и/или "способность к прихвату" (например, как изложено в "Model-Based Sticking Risk Assessment for Wireline Formation Testing Tool in the U.S. Gulf Coast," Underbill, W B, L. Moore, и G. H. Meeten, SPE 48963, полностью включено в данный документ в виде ссылки), для индикации момента, когда свойства следует корректировать, по существу, для предотвращения прихвата (потери) бурильной колонны и/или компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины.

Входные данные, используемые для имитатора 304 фильтрационной корки бурового раствора, могут быть связаны с параметрами корки бурового раствора, параметрами, относящимися к данным коллектора, и/или параметрами гидравлической системы ствола скважины, которые можно создавать или генерировать на основании информации или данных, созданных имитатором 302 гидравлической системы ствола скважины. Конкретно, параметры, относящиеся к корке бурового раствора, включают в себя параметры для использования в модели отложения корки бурового раствора, модели эрозии корки бурового раствора, модели проницаемости корки бурового раствора и/или модели десорбции корки бурового раствора. Модель отложения корки бурового раствора представляет величину корки бурового раствора, отложенной на стенке 220 ствола скважины, как функцию количества фильтрата бурового раствора, проникающего (например, просачивающегося) в пласт F. Модель отложения корки бурового раствора может учитывать динамическую фильтрацию, которая может быть связана с материалом с одновременной эрозией и отложением на корке бурового раствора, когда буровой раствор циркулирует поверх корки бурового раствора. В частности, динамическая фильтрация связана с ограничением роста корки бурового раствора, когда скорость фильтрации слишком мала относительно напряжения сдвига, производимого на корку бурового раствора потоком бурового раствора, предотвращающим дополнительное нарастание твердых частиц на корке бурового раствора.

Модель эрозии корки бурового раствора представляет скорость эрозии корки бурового раствора в результате прохождения потока бурового раствора в стволе скважины. Например, корка бурового раствора может иметь постоянную и быструю эрозию, если поток бурового раствора в стволе скважины является турбулентным.

Модель проницаемости корки бурового раствора и/или модель десорбции корки бурового раствора представляет проницаемость корки бурового раствора, как функцию массы частиц нарастающих на корке бурового раствора. Кроме того, модели проницаемости корки бурового раствора и/или модели десорбции корки бурового раствора представляют режим, в котором пористость корки бурового раствора изменяется с толщиной корки бурового раствора.

Параметры, относящиеся к данным коллектора, которые могут быть использованы имитатором 304 фильтрационной корки бурового раствора, включают в себя забойное давление и модель мгновенного проникновения. Забойное давление представляет собой давление на стыке пласта F и (внешней) корки бурового раствора, отложившегося на стенке 220 ствола скважины. Забойное давление можно аппроксимировать по пластовому давлению. Для целей планирования можно использовать данные сейсмики пласта F и/или коллектора для определения давления в пласте F, или информацию по давлению можно определить на основании измерений давления, выполненных в соседних скважинах. Вместе с тем, в других примерах давление в пласте можно определять по измерениям, полученным от датчиков 235 (фиг.2). Альтернативно, как описано ниже, забойное давление можно оценивать и/или определять с использованием имитатора 304 фильтрационной корки бурового раствора совместно с имитатором 306 прохождения потока пласта.

Модель мгновенного проникновения, которая может являться аппроксимацией, представляет фильтрацию бурового раствора до образования корки бурового раствора на стенке 220 ствола скважины. В частности, модель мгновенного проникновения представляет способность бурового раствора смещать и/или заменять реликтовую пластовую текучую среду (например, воду, нефть и/или газ в поровых пространствах в пласте горной породы) при обнажении буровым долотом новых пластовых поверхностей во время бурения. В общем, модель мгновенного проникновения зависит, по меньшей мере, частично, от проницаемости пласта, реологических свойств бурового раствора и перепада давления между текучей среды циркуляции в стволе скважины и пластом.

Как описано выше, параметры гидравлической системы ствола скважины могут включать в себя параметры, используемые в определении режима потока (например, скорости потока) и/или статистики распределения давления (например, давления в кольцевом пространстве, эквивалентной циркуляционной плотности и/или эквивалентной статической плотности). Режим потока может показывать, что поток является турбулентным или ламинарным. Параметры гидравлической системы ствола скважины, используемые имитатором 304 фильтрационной корки бурового раствора, могут быть получены по выходным данным имитатора 302 гидравлической системы ствола скважины.

Для определения и/или оценки в части параметров фильтрационной корки бурового раствора и/или данных коллектора являющийся примером спецпроцессор 240 моделирования снабжен имитатором 306 пластового течения. Известный имитатор 306 пластового течения описан в "ECLIPSE Finite Difference Simulation" маркетинговом справочном материале фирмы Schlumberger® и в материале "Numerical Simulation Mud-Filtrate Invasion in Deviated Wells," SPE 87919, полностью включены в данный документе в виде ссылки. В применении к процессу отбора проб имитатор 306 пластового течения принимает и обрабатывает входные данные для генерирования выходных данных, относящихся к профилю насыщения приствольной зоны скважины фильтратом бурового раствора, составу отобранных образцов текучей среды и ответной реакции пласта на отбор проб и/или забойное давление. Определенное и/или вычисленное забойное давление можно передавать в имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора для обновления и/или уточнения интенсивности фильтрации бурового раствора. В свою очередь, определенную и/или вычисленную интенсивность фильтрации бурового раствора можно использовать для обновления и/или уточнения забойного давления. Хотя являющийся примером спецпроцессор 240 моделирования фиг.3 включает в себя имитатор 306 пластового течения, в других примерах спецпроцессор 240 моделирования может не включать в себя имитатор 306 пластового течения. В таких примерах воздействие фильтрации на отбор проб можно определять по предыдущему отбору проб и/или опыту бурения в пласте F и по данным, относящимся к интенсивности фильтрации бурового раствора.

Входные данные, используемые имитатором 306 пластового течения, могут быть связаны с параметрами бурового раствора, параметрами, относящимися к данным коллектора, параметрами отбора проб и/или параметрами, относящимися к модели пробоотборника или модели инструмента. Как рассмотрено более подробно ниже, один или несколько параметров, относящихся к модели пробоотборника, могут быть получены или выведены из выходных данных имитатора 308 ответной реакции инструмента и затем могут быть использованы для управления операцией отбора проб.

Параметры, относящиеся к буровому раствору, могут включать в себя интенсивность фильтрации бурового раствора, плотность фильтрата бурового раствора, вязкость фильтрата бурового раствора, относительную проницаемость фильтрата бурового раствора и/или сжимаемость фильтрата бурового раствора. Скорость фильтрации можно определять и/или вычислять с помощью имитатора 304 фильтрационной корки бурового раствора.

Параметры, относящиеся к данным коллектора, которые могут быть использованы имитатором 306 пластового течения, включают в себя давление в пласте, пористость пласта, состав пластовой текучей среды (и поэтому плотности компонентов и концентрации/насыщения), фазовое поведение пластовой текучей среды, вязкости пластовой текучей среды, сжимаемость пластовой текучей среды, сжимаемость пласта, соотношения капиллярного давления и/или относительные проницаемости пластовой текучей среды.

Пористость пласта можно определять и/или рассчитывать по каротажным диаграммам необсаженного ствола скважины, пробам керна, данным соседних скважин и/или сейсмических исследований. Кроме того, сжимаемость пласта можно определять и/или рассчитывать по каротажным диаграммам необсаженного ствола скважины, пробам керна, скорости распространения сейсмических волн и/или локальной информации по пласту F. Дополнительно, давление в пласте можно определять и/или рассчитывать по корреляциям порового давления, каротажным диаграммам необсаженного ствола скважины, данным сейсмических исследований и/или локальной информации по пласту F (например, данным соседних скважин).

Свойства пластовой текучей среды можно определять по соседним скважинам. Свойства пластовой текучей среды можно корректировать на основании измерений, полученных блоком 230 измерений текучей среды и/или датчиками 235 фиг.2. Альтернативно, свойства пластовой текучей среды и/или свойства пласта можно корректировать так, что профиль насыщения буровым раствором, генерируемый и/или прогнозируемый по измерениям каротажных диаграмм необсаженного ствола скважины (например, мелкого измерения относительной проницаемости), совпадает и/или является аналогичным профилю насыщения буровым раствором, генерируемому и/или прогнозируемому имитатором 306 пластового течения. В работе имитатор 306 пластового течения можно использовать для обновления, расчета и/или уточнения параметров фильтрационной корки бурового раствора и/или параметров, относящихся к данным коллектора.

Как рассмотрено в материале, "Invasion Revisited", July 1991 issue of Oil Review, pp. 10-20 полностью включен в данный документ в виде ссылки, профиль зоны проникновения бурового раствора на водной основе может быть принят по мелкому измерению относительной проницаемости. Когда буровой раствор на нефтяной основе проникает в нефтеносный пласт (такой как пласт F фиг.1), измерения относительного сопротивления могут являться неэффективными для определения во время бурения профиля зоны проникновения. В данных обстоятельствах могут быть выполнены другие измерения, детектирующие контраст свойств между проникающей текучей средой и пластовыми текучими средами. В частности, данные измерения могут быть измерениями ядерно-магнитного резонанса, получаемыми с использованием инструмента ProVision и/или измерения захвата сечения ядром, например, инструментом EcoScope, оба поставляемые Schlumberger®.

В варианте, где имитатор 306 пластового течения должен моделировать приток в пробоотборник, имитатор 306 пластового течения может включать в себя некоторые параметры, соответствующие пробоотборнику. Например, имитатор 306 пластового течения может включать в себя данные, связанные с геометрией пробоотборного зонда (например, диаметр зонда 205 фиг.2), объем выкидной линии (например, выкидной линии 260 фиг.2) и других компонентов инструмента, такие как, например, как геометрия и размеры уплотняющей опоры на зонде 205 и/или геометрия стабилизатора 215.

Имитатор 306 пластового течения можно использовать для определения притока текучей среды, отбираемой в пробоотборник (например, инструмент 200 каротажа во время бурения фиг.2), перекачиваемого объема текучей среды и/или информации, связанной с составом и/или загрязнением перекачиваемого объема текучей среды.

Для определения и/или идентификации показателей работы и/или места работы пробоотборника (например, инструмента 200 каротажа во время бурения фиг.2), являющийся примером спецпроцессор 240 моделирования может быть снабжен имитатором 308 ответной реакции инструмента. В общем, имитатор 308 ответной реакции инструмента принимает и обрабатывает входные данные для генерирования выходных данных, относящихся к месту работы инструмента, фактическому перепаду давления и/или фактической интенсивности притока. Входные данные могут быть связаны со скоростью циркуляции бурового раствора, типом бурового раствора и/или температурой в стволе скважины. Кроме того или альтернативно, входные данные могут быть связаны с моделью ответной реакции пласта, КПД преобразования энергии и/или ограничениями работы пробоотборника. Ограничения работы пробоотборника могут включать в себя максимальную рабочую температуру, ограничение максимальной потребляемой мощности, максимальный перепад давления, минимальный расход и/или максимальный расход. Дополнительно, входные данные могут соответствовать модели ответной реакции текучей среды, которая может быть получена по выходным данным имитатора 306 пластового течения.

Имитатор 306 пластового течения и имитатор 308 ответной реакции инструмента можно использовать для оптимизации условий перекачки. Например, некоторые компоновки низа бурильной колонны (например, компоновка 100 низа бурильной колонны фиг.1) могут быть снабжены турбиной (не показано), приводящей в действие генератор переменного тока (не показано). В работе турбина открыта воздействию потока бурового раствора, циркулирующего в стволе скважины, для генерирования мощности, и, таким образом, чем больше интенсивность подачи, тем больше энергии и/или мощности имеется в распоряжении компонентов компоновки 100 низа бурильной колонны (фиг.1) и/или инструмента 200 каротажа во время бурения (фиг.2), и т.д. Кроме того, при увеличении интенсивности подачи бурового раствора больший объем текучей среды можно извлечь в данный период времени, и, таким образом, обычно меньше времени требуется для получения достаточно чистой пробы (например, пробы нетронутой пластовой текучей среды) для испытания. Вместе с тем, хотя имеются данные преимущества увеличения интенсивности подачи бурового раствора, с увеличением интенсивности подачи бурового раствора величина эрозии корки бурового раствора также увеличивается. Кроме того, с увеличением интенсивности подачи величина проникновения бурового раствора в пласт F также увеличивается, что может усиливаться, если режим потока в стволе скважины становится турбулентным.

При использовании выходные данные имитатора 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатора 304 фильтрационной корки бурового раствора и/или имитатора 306 пластового течения может использовать имитатор 308 ответной реакции инструмента, и, в свою очередь, выходные данные имитатора 308 ответной реакции инструмента может использовать имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора и/или имитатор 306 пластового течения. Взаимодействие между имитатором 306 пластового течения и имитатором 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатором 304 фильтрационной корки бурового раствора и/или имитатором 308 ответной реакции инструмента может обеспечивать управление в примерах, описанных в данном документе условиями перекачки для оптимизации величины энергии, производимой турбиной, и уменьшения времени, необходимого для получения достаточно чистой пробы с поддержанием адекватной фильтрационной корки бурового раствора на стенке ствола скважины и ограничением проникновения бурового раствора в пласт F.

Для сравнения, например, выходных данных (например, теоретической ответной реакции), создаваемых спецпроцессором 240 моделирования, с фактическими измерениями, полученными из блока 230 измерений текучей среды и/или датчиков 235, блок 250 обработки данных снабжен сравнивающим устройством 310. Сравнивающее устройство 310 может сравнивать выходные данные, генерируемые спецпроцессором 240 моделирования с фактическими измерениями для определения, достигнуто ли проектное место отбора проб (например, конкретное место в стволе скважины). Кроме того или альтернативно, сравнивающее устройство 310 может сравнивать прогнозы, связанные с различными процессами, планами и/или сценариями для идентификации процессов, уменьшающих стоимость отбора проб, увеличивающих качество образцов текучей среды и/или уменьшающих продолжительность процесса отбора проб.

Для начала операции отбора проб и/или бурения блок 250 обработки данных снабжен инициирующим устройством 312. Инициирующее устройство 312 запускает операцию бурения на основании систематизированных прогнозов, связанных с различными действиями бурения и/или отбора проб, процессами, планами или сценариями. Кроме того или альтернативно, инициирующее устройство 312 запускает операцию отбора проб на основании систематизированных прогнозов, связанных с различными действиями, процессами, планами или сценариями.

Для сортировки и/или систематизирования выходных данных спецпроцессора 240 моделирования, блок 250 обработки данных снабжен сортирующим устройством 314. Сортирующее устройство 314 сортирует и/или систематизирует прогнозы, связанные с различными процессами. В частности, сортирующее устройство 314 может сортировать и/или систематизировать процессы согласно качеству пробы текучей среды, продолжительности процесса отбора проб, стоимости, связанной с процессом отбора проб, и/или величины риска, связанного с получением пробы текучей среды. Кроме того или альтернативно, сортирующее устройство 314 может обеспечивать идентифицирование параметра (параметров) (например, параметра (параметров) отбора проб), имеющих наибольшее влияние на качество пробы текучей среды.

Для идентифицирования различных процессов и/или параметров, связанных с операциями бурения и/или отбора проб, блок 250 обработки данных снабжен устройством 318 идентификации. Различные процессы могут быть связаны с бурением и/или точкой, в которой отбор проб должен происходить в стволе скважины. Кроме того или альтернативно, устройство 318 идентификации может идентифицировать параметры фильтрационной корки бурового раствора и/или параметры, связанные с неплотной коркой бурового раствора, параметры коллектора, параметры работы инструмента и/или данные, относящиеся к модели гидравлической системы ствола скважины, некоторые или все, основанные на измеренной ответной реакции пласта на отбор операции отбора проб и/или бурения.

На фиг.4 и 5 показаны блок-схемы последовательности операций способов, которые можно использовать для интегрального планирования и динамического обновления операций бурения и/или отбора проб в подземном пласте (например, пласте F фиг.1). В частности, являющиеся примерами способы могут быть использованы для оптимизации планирования, операций бурения и/или отбора проб пластовой текучей среды для улучшения производительности операций или работы отбора проб, для уменьшения стоимости, связанной с операциями или работой отбора проб, и/или для увеличения качества полученных проб пластовой текучей среды. Являющиеся примером способы фиг.4 и 5 можно использовать в соединении с компоновкой 100 низа бурильной колонны, блоком 230 измерений текучей среды, датчиками 235, спецпроцессором 240 моделирования и/или блоком 250 обработки данных фиг.2. Кроме того, способы фиг.4 и 5 можно использовать для реализации имитатора 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатора 304 фильтрационной корки бурового раствора, имитатора 306 пластового течения, имитатора 308 ответной реакции инструмента, сравнивающего устройства 310, инициирующего устройства 312, сортирующего устройства 314, процессора 316 и/или устройства 318 идентификации фиг.3.

В общем, являющиеся примером способы фиг.4 и 5 могут быть реализованы с использованием программного обеспечения и/или аппаратного обеспечения. В некоторых вариантах реализации блок-схемы последовательности операций могут быть представлены в виде машиночитаемых инструкций, и, таким образом, являющиеся примером способы блок-схем последовательности операций могут быть реализованы полностью или частично с исполнением машиночитаемых инструкций. Такие машиночитаемые инструкции могут быть исполнены одним или несколькими компьютерами 160 каротажа и управления (фиг.1), блоком 250 обработки данных (фиг.2) и/или процессором 316 (фиг.3). В частности, процессор или любое другое подходящее устройство для исполнения машиночитаемых инструкций может выбирать такие инструкции из запоминающего устройства (например, запоминающего устройства с произвольной выборкой (ЗУ с произвольной выборкой), постоянного запоминающего устройства (ПЗУ), и т.д.) и исполнять данные инструкции. В некоторых примерах реализации одна или несколько операций, показанных в блок-схемах последовательности операций фиг.4 и 5, могут быть реализованы вручную. Хотя примеры способов описаны со ссылкой на блок-схемы последовательности операций фиг.4 и 5, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что другие способы реализации компоновки 100 низа бурильной колонны, блока 230 измерений текучей среды, датчиков 235, спецпроцессора 240 моделирования и блока 250 обработки данных фиг.2 и имитатора 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатора 304 фильтрационной корки бурового раствора, имитатора 306 пластового течения, имитатора 308 ответной реакции инструмента, сравнивающего устройства 310, инициирующего устройства 312, сортирующего устройства 314, процессора 316 и устройства 318 идентификации фиг.3 можно, дополнительно или альтернативно, использовать для оптимизации планирования, операций бурения и/или операций отбора проб. Например, порядок исполнения блоков, показанный в блок-схемах последовательности операций фиг.4 и 5, можно изменять и/или некоторые из описанных блоков можно переставлять, исключать или объединять.

На фиг.4 показана общая блок-схема варианта способа 400 для планирования отбора проб и связанных с ним действий бурения для улучшения производительности и/или эффективности операций или работы отбора проб пластовой текучей среды. Вариант способа 400 приведен для лучшего понимания, в общем и в целом, процессов, которые могут быть использованы для улучшения производительности и/или эффективности операций отбора проб пластовой текучей среды, и более подробный пример приведен ниже в соединении с фиг.5.

Как показано на фиг.4, способ 400 начинается с планирования перед бурением (на стадии 402). В общем, операции планирования, выполняемые на стадии 402, включают в себя выбор начального набора параметров бурения и параметров отбора проб в координированном или интегрированном режиме (т.е. совместно) для создания расчетной или прогнозной наилучшей исходной точки для последующих операций бурения и/или отбора проб. Такой координированный или интегрированный выбор начальных параметров может обеспечить более быструю и эффективную оптимизацию параметров и работ последующих бурения и/или отбора проб, при этом обеспечивая более быструю и эффективную оптимизацию результатов отбора проб. В результате, способ 400 можно предпочтительно использовать для обеспечения значительно более точных результатов отбора проб пластовых текучих сред более экономически выгодным способом, чем во многих известных методиках отбора проб пластовых текучих сред.

Так же, как описано более подробно ниже, операции планирования, выполняемые на стадии 402, могут включать в себя выбор статистических данных, относящихся к операциям бурения и/или отбора проб, и использование таких статистических данных для оценки множества возможных сценариев бурения и/или отбора проб, планов или процессов. Статистические данные обычно включают в себя величины параметров для множества параметров, относящиеся к операциям бурения и/или отбора проб, соответствующих возможным сценариям бурения и/или отбора проб или планам. Таким образом, каждый сценарий бурения и/или отбора проб или план может включать в себя один или несколько наборов возможных параметров бурения и отбора проб и относящиеся к ним статистические величины параметров, которые можно было получить, например, во время предыдущих действий бурения и/или отбора проб.

Наборы возможных параметров бурения и отбора проб, соответствующие возможным сценариям бурения и/или отбора проб, планам или процессам, могут включать в себя, например, параметры пробоотборника, такие как тип пробоотборника, тип спускоподъемного оборудования (например, каротажный кабель, бурильная колонна), конфигурацию (конфигурации) бурильной колонны) и/или геометрические параметры, размеры КНБК и т.д. Параметры бурения и отбора проб могут альтернативно или кроме того включать в себя параметры ствола скважины, такие как траектория ствола скважины, размеры ствола скважины, точки или глубины отбора проб, параметры бурового раствора, такие как интенсивность подачи бурового раствора (растворов), тип бурового раствора (растворов) или состав и/или свойства или реология, такие как вязкость, плотность, предел текучести, прочность геля, сжимаемость, характеристики фильтрации, параметры фильтрационной корки бурового раствора и т.д. Дополнительно, параметры бурения и отбора проб могут альтернативно или дополнительно включать в себя параметры отбора проб, такие как время отбора проб (например, конкретное время и/или происходит ли отбор проб во время остановки бурения или во время рейса КНБК) и продолжительность, и т.д., параметры пласта или коллектора, включающие в себя данные сейсмических исследований, проницаемость и другие механические свойства пласта, параметры пластовой текучей среды, или любые другие параметры, которые могут влиять на качество, эффективность и/или производительность операции бурения и/или отбора проб.

Как отмечено выше, каждый из возможных сценариев бурения и/или отбора проб, планов или процессов включает в себя набор или комбинацию параметров и связанных с ними статистических или сохраненных величин для каждого параметра. Как описано более подробно ниже и показано на фиг.5, операции планирования, выполняемые на стадии 402, дают такие сценарии и относящиеся к ним параметры и величины параметров в спецпроцессор 240 моделирования и, в свою очередь, в один или несколько имитаторов 302-308 для расчета или прогнозирования производительности и/или стоимости (стоимостей), связанных с каждым из сценариев или планов. Расчетные производительности и/или стоимости можно затем использовать для систематизирования и/или выбора начального сценария бурения и/или отбора проб, плана или процесса и, таким образом, выбора начальных параметров бурения и/или отбора проб для создания наилучшей исходной точки для последующих операций бурения и/или отбора проб.

После завершения планирования на стадии 402 и начала операций бурения в способе 400 собирают данные во время бурения на стадии 404. Такие собранные данные могут включать в себя параметры, измеренные, например, инструментами каротажа во время бурения или измерений во время бурения. В частности, параметры бурового раствора, температуры и давления в стволе скважины, геометрии ствола скважины, траектории и т.д., свойств пласта, свойств пластовой текучей среды (например, собранные во время одной или нескольких операций отбора проб (например, во время одного или нескольких предварительных испытаний), когда бурение временно остановлено) и т.д., могут быть измерены и собраны для заданного периода времени или, альтернативно, до удовлетворения заданных условий или набора условий (например, достижение конкретной глубины, попадания одной или нескольких измеренных величин параметров в некоторый проектный диапазон величин, выше или ниже пороговой величины и т.д.). При использовании в данном документе термин "предварительное испытание" относится к испытанию при отборе проб текучей среды, которое может давать информацию, относящуюся к подвижности текучей среды в пласте, пластовому давлению и/или одному или нескольким свойствам пластовой текучей среды.

В любом случае, после завершения в способе 400 сбора данных на стадии 404 на стадии 406 обновляется план отбора проб на основании данных, собранных на стадии 404. Такое обновление плана отбора проб обеспечивает обновление моделей и относящихся к ним параметров, выбранных во время планирования на стадии 402, фактическими данными, относящимися к стволу скважины и пласту, который бурят и в котором и отбирают пробы. В результате, любая последующая операция (операции) отбора проб может быть выполнена более эффективно и/или производительно.

После обновления плана отбора проб на стадии 406 в способе 400 выполняют отбор проб согласно обновленному плану отбора проб на стадии 408. Как описано более подробно ниже и показано на фиг.5, операция (операции) отбора проб, выполненная на стадии 408, может быть итеративно динамически изменена, модифицирована или обновлена для дополнительного уточнения операции отбора проб. Другими словами, операцией (операциями) отбора проб, выполняемой на стадии 408, можно управлять или обновлять ее в режиме реального времени для дополнительного уточнения показателей работы операции (операций) отбора проб. Такое обновление в режиме реального времени может включать в себя измерение и анализ ответной реакции или свойств пласта и/или свойств пластовой текучей среды, корректировку одного или нескольких параметров бурения (например, интенсивности подачи бурового раствора), корректировку интенсивности подачи текучей среды пробы, обновление параметров модели на основании анализа и затем повторение или продолжение операции отбора проб. Одно или несколько обновлений операции отбора проб или циклов могут быть выполнены до определения в способе 400, что отбор проб в конкретном месте ствола скважины или на глубине завершен.

После завершения операции (операций) отбора проб на стадии 408 (например, в конкретном месте ствола скважины или на глубине) одна или несколько моделей и/или последующих планов бурения могут быть обновлены. Такие обновления могут быть основаны на одном или нескольких анализах результатов операции (операций) отбора проб, полученных на стадии 408, и могут включать в себя обновление и/или корректировку комплексного диапазона относящихся к бурению параметров для дополнительной оптимизации любых последующих операций бурения и/или отбора проб.

В способе 400 затем определяют, есть ли необходимость выполнения дополнительного бурения и/или отбора проб на стадии 412, и, если да, управление возвращается на стадию 404, на которой собирают данные во время дополнительного бурения. В ином случае, в способе 400 можно выполнить анализ после выполнения работы на стадии 414 с использованием, например, имитатора работы (не показано). Такой анализ после выполнения работы может включать в себя анализ и/или интерпретацию данных ответной реакции пласта и свойств текучей среды.

Способ 400, в общем, представляет собой способ динамического планирования бурения и относящихся к нему операций отбора проб для более эффективного и производительного сбора и анализа проб пластовой текучей среды. Вместе с тем, следует учитывать, что способ 400, показанный на фиг.4, можно реализовать во многих конкретных вариантах для получения аналогичных результатов для различных вариантов применения. Дополнительно, хотя конкретный порядок операций показан на фиг.4, в различных конкретных вариантах реализации способа 400 можно менять порядок и/или исключать один или несколько блоков, показанных на фиг.4, и/или включать в состав один или несколько дополнительных блоков и связанных с ними операций. Например, анализ после выполнения работы на стадии 414 можно не выполнять во всех вариантах реализации способа 400.

На фиг.5 блок-схема последовательности операций показывает один частный вариант реализации способа 400, показанного на фиг.4. Способ 500, показанный на фиг.5, начинается со сбора статистических данных, относящихся к предыдущим операциям бурения и/или отбора проб на стадии 502. Такие данные можно, например, собрать в одной или нескольких базах данных, которые могут быть размещены в компьютере 160 каротажа и управления (фиг.1) или, по меньшей мере, быть доступными для него. После сбора статистических данных или данных прошедших периодов на стадии 502 в способе 500 автоматически планируют действия или операции бурения и отбора проб на стадии 504. Совместно стадии 502 и 504 выполняют планирование перед бурением и, таким образом, соответствуют, в общем, стадии 402 фиг.4.

В любом случае, на стадии 504 можно использовать устройство 318 идентификации (фиг.3) для идентификации двух или больше возможных сценариев, планов или способов для операций бурения и/или отбора проб. Конкретно, каждый из данных сценариев, планов или способов может состоять из возможных комбинаций соответствующих или взаимосвязанных параметров бурения и/или параметров отбора проб и соответствующих величин параметров, которые можно получать в целом или частично из данных, собранных на стадии 502.

Параметры могут включать в себя параметры способа, параметры бурения, параметры фильтрационной корки бурового раствора, параметры отбора проб, параметры коллектора, параметры пробоотборника и/или параметры бурового раствора, некоторые или все из которых могут быть получены перед началом операций бурения и/или операций отбора проб. Некоторые параметры бурения включают в себя траекторию ствола скважины, размеры ствола скважины, размеры КНБК, свойства бурового раствора, статистику интенсивности подачи бурового раствора, конфигурацию компоновки низа бурильной колонны, продолжительность операции отбора проб и/или время, в которое проба отобрана из пласта F. Параметры коллектора могут включать в себя данные сейсмических исследований, относящиеся к пласту F, акустические данные, относящиеся к пласту F, данные каротажных диаграмм необсаженного ствола скважины, относящиеся к пласту F, свойства текучей среды, проницаемость, капиллярные давления и связанные с ними данные, относящиеся к пласту F, и/или механические свойства породы (например, прочность пласта).

Параметры бурового раствора могут включать в себя данные, полученные лабораторными измерениями, и/или показатели работы конкретного бурового раствора (растворов) в тех же или аналогичных пластах и/или при аналогичных условиях. Параметры бурового раствора могут включать в себя состав бурового раствора, реологию бурового раствора, включающую в себя вязкость бурового раствора, плотность бурового раствора, предел текучести бурового раствора, прочность геля бурового раствора, сжимаемость бурового раствора и/или характеристики фильтрации бурового раствора.

Каждый из сценариев, планов или способов и соответствующих или относящихся к ним параметров можно затем анализировать, оценивать или обрабатывать с использованием одного или нескольких имитаторов 302-308. Например, производительность сценариев, планов или способов можно определить, используя один или несколько имитаторов 302-308. Такие производительности можно определить для сценариев, планов или способов, включающих в себя различные положения пробоотборника (например, инструмента 200 каротажа во время бурения фиг.2) относительно бурового долота (например, бурового долота 105 фиг.1). Конкретно, например, положение пробоотборника относительно бурового долота может быть связано с параметрами отбора проб, которые может использовать имитатор 306 пластового течения и/или имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора для генерирования выходных данных, которые, в свою очередь, можно использовать для определения и/или расчета параметров фильтрационной корки бурового раствора и/или данных коллектора.

Производительности можно также определять для различных конфигураций стабилизатора. Конкретно, имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины (фиг.3) может перерабатывать или анализировать возможные сценарии, планы или способы с различными конфигурациями стабилизатора или, в общем, геометрии бурильной колонны для создания выходных данных, которые можно использовать для решения и/или определения уравнений механики текучей среды для ствола бурящейся скважины.

Один или несколько имитаторов 302-308 можно также использовать для определения производительностей, связанных со сценариями, планами или способами, включающими в себя различные операции отбора проб. Например, относительные производительности сценариев, планов или способов с отбором проб с временной остановкой бурения, с отбором проб во время подъема компоновки низа бурильной колонны (например, КНБК 100 фиг.1) из ствола скважины (например, ствола 11 скважины фиг.1) после бурения ствола скважины до проектной глубины и/или в которых определено использование отбора проб инструментом на каротажном кабеле. Дополнительно, различные периоды времени отбора проб могут быть связаны с параметрами отбора проб, которые могут быть использованы имитатором 306 пластового течения для генерирования выходных данных, используемых для определения уровня загрязнения текучей среды отбираемой пробы и/или других данных, относящихся к коллектору.

Также дополнительно возможные сценарии, планы или способы можно оценивать или анализировать для определения воздействия (воздействий) использования различных типов буровых растворов (например, на производительность отбора пробы). Конкретно, например, информацию, представляющую различные типы буровых растворов, может использовать имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора, имитатор 306 пластового течения и/или имитатор 308 ответной реакции инструмента для генерирования выходных данных, используемых для определения, является ли стоимость использования альтернативного бурового раствора во время бурения и/или процесса отбора проб оправданной. Аналогично, один или несколько имитаторов 302-308 можно использовать для определения воздействия различной интенсивности подачи бурового раствора. Например, статистику различной интенсивности подачи бурового раствора можно связывать с параметрами бурения, которые могут быть использованы имитатором 302 гидравлической системы ствола скважины (фиг.3) для генерирования выходных данных, используемых для решения и/или определения уравнений механики текучей среды в стволе скважины.

В более общем смысле идентифицированные возможные сценарии, планы или способы и относящиеся к ним параметры и величины параметров обрабатывает спецпроцессор 240 моделирования и/или блок 250 обработки данных для генерирования прогнозов, связанных с отбором проб пласта. Такие прогнозы могут быть, в общем, связаны с производительностью и/или стоимостью операции (операций) отбора проб. Дополнительно, можно генерировать прогнозы, относящиеся к динамическому проникновению бурового раствора для каждого из идентифицированных возможных сценариев, планов или способов. Например, блок 250 обработки данных и/или спецпроцессор 240 моделирования может обрабатывать данные сейсмических исследований и/или данные каротажных диаграмм необсаженного ствола скважины для определения оценки порового давления пласта на траектории ствола скважины. Аналогично, данные каротажной диаграммы необсаженного ствола скважины может обрабатывать блок 250 обработки данных и/или спецпроцессор 240 моделирования для определения на траектории ствола скважины пористости пласта, литологии пласта, структурной информации пласта, типа пластовой текучей среды, насыщения пласта текучей средой и/или расчетов проницаемости и т.д. Дополнительно, спецпроцессор 240 моделирования и/или блок 250 обработки данных может обрабатывать данные, относящиеся к механическим свойствам породы, для оценки скорости проходки буровым долотом 105 пласта и/или для идентификации и/или определения ограничений для интенсивности перекачки пластовой текучей среды во время отбора проб, например, насосом (например, насосом 280 фиг.2).

После обработки или анализа спецпроцессором 240 моделирования и/или блоком 250 данных возможных сценариев, планов или способов и относящихся к ним параметров и величин параметров сортирующее устройство 314 (фиг.3) сортирует и/или систематизирует прогнозы, связанные с различными сценариями, планами или способами. Сортирующее устройство 314 может систематизировать способы (например, сценарии) согласно качеству пробы текучей среды (например, финальному качеству пробы), продолжительности процесса отбора проб, стоимости, связанной с процессом отбора проб (например, стоимости отбора проб), и/или согласно величине риска, связанного с получением пробы текучей среды. Кроме того, сортирующее устройство 314 может обеспечивать идентификацию параметра (параметров) (например, параметра (параметров) бурения и/или отбора проб), имеющих наибольшее влияние на качество текучей среды пробы. Дополнительно, сравнивающее устройство 310 может сравнивать прогнозы, связанные с различными сценариями, планы или способы идентифицирования сценариев, планов, способов и/или параметров, уменьшающих стоимость отбора проб, повышающих качество текучей среды пробы и/или уменьшающих продолжительность процесса отбора проб.

После сортировки и/или систематизирования сортирующим устройством 314 прогнозов, связанных с различными сценариями, планами или способами, блок 250 обработки данных планирует операции бурения и отбора проб на основании систематизированных прогнозов. В частности, на основании систематизированных прогнозов блок 250 обработки данных может идентифицировать конфигурацию компоновки низа бурильной колонны, тип бурового раствора, технологию бурения, подлежащую использованию, время, в которое операции бурения должны временно прекращать для получения образцов текучей среды, место или места, в которых операции бурения должны временно прекращать для получения образцов текучей среды, скорость циркуляции бурового раствора, интенсивность отбора пробы пластовой текучей среды, продолжительность перекачки пластовой текучей среды, состав отобранных образцов текучей среды, должны ли пробу (пробы) получать после прекращения бурения или во время подъема компоновки низа бурильной колонны из ствола скважины.

После выполнения планирования начальной операций бурения и/или отбора проб на стадии 504, являющегося примером процесса 500, запускают бурение на стадии 506 согласно начальному плану. Во время исполнения плана бурения можно выполнять сбор данных. Конкретно, в способе 500 можно собирать данные бурения во время бурения на стадии 508. Например, во время бурения инструменты 120, 120A каротажа во время бурения (фиг.1) и/или датчики 235 можно использовать для измерения параметров, связанных с фактической скоростью проходки буровым долотом 105, величиной перемещения компоновки 100 низа бурильной колонны (фиг.1) и/или скоростью вращения компоновки 100 низа бурильной колонны (фиг.1), каждый из которых может использовать имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины (фиг.3) для обновления и/или уточнения статистики гидравлического потока в стволе 11 скважины. Кроме того или альтернативно, измеренные параметры могут быть связаны с фактической интенсивностью подачи бурового насоса (например, интенсивностью подачи бурового раствора), что может использовать имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины для обновления и/или уточнения статистики гидравлического потока в стволе 11 скважины. Дополнительно, измеренные параметры могут быть связаны с фактической траекторией ствола скважины, что может использовать имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины для обновления и/или уточнения расчета пластового давления по стволу 11 скважины. Также дополнительно, измеренные параметры можно связывать с фильтрацией бурового раствора и/или мелкими измерениями каротажа во время бурения, каждое из которого можно использовать для оценки профиля зоны проникновения текучей среды, для калибрования модели бурового раствора, для калибрования модели фильтрационной корки бурового раствора и/или для калибрования модели пласта. Дополнительно, измеренные параметры могут быть связаны с давлением в скважине и температурой в скважине, которые можно анализировать и сравнивать с выходными данными и/или прогнозами спецпроцессора 240 моделирования (фиг.2). На основании измеренных параметров параметры реологии бурового раствора и температуры в скважине можно корректировать для получения сходства между прогнозами, генерируемыми спецпроцессором 240 моделирования и измерениями, получаемыми инструментами 120, 120A каротажа во время бурения и/или датчиками 235. Кроме того, можно выполнить измерения в буровом растворе и/или шламе из пласта F на устье скважины, которые может использовать имитатор 306 пластового течения для обновления и/или уточнения модели пласта и/или имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины для обновления и/или уточнения модели фильтрационной корки бурового раствора.

Во время прохождения бурения в способе 500 можно определять, должна ли отбираться предварительная или начальная проба (например, должно ли быть выполнено предварительное испытание) на стадии 510. Например, сравнивающее устройство 310 (фиг.3) может сравнивать величины параметров, измеренных во время бурения (например, данные, собранные на стадии 508), с прогнозами, созданными спецпроцессором 240 моделирования, для определения, достигнута ли проектная точка отбора пробы. Проектную точку отбора пробы можно считать достигнутой, когда измерения, выполненные инструментами 120, 120A каротажа во время бурения и/или датчиками 235, показывают, что бурящийся пласт, содержащий текучую среду, представляющую интерес, и свойства пласта являются подходящими для отбора пробы, как определено или спрогнозировано спецпроцессором 240 моделирования.

Если блок 250 обработки данных (фиг.2) и/или процессор 316 (фиг.3) определяют, что проектная точка отбора пробы достигнута, зонд 205 (фиг.2) инструмента 200 каротажа во время бурения можно установить на данном месте на стадии 512 и управлять им для входа в контакт со стенкой 220 ствола скважины для получения пробы из пласта F на стадии 514. Во время начальной операции отбора проб (например, предварительного испытания) на стадии 514 измерения выполняют для получения фактических измерений пласта и/или пластовой текучей среды блоком 230 измерений текучей среды и/или датчиком 235. Некоторые из фактических измерений могут быть связаны с измерениями ответной реакции пласта на операции бурения. В частности, некоторые из фактических измерений, вместе с другими данными каротажа во время бурения и/или данными бурового раствора, можно использовать для обновления и/или уточнения модели фильтрационной корки бурового раствора и/или установления и/или модифицирования модели пласта. В общем, операции, выполняемые на стадиях 508-514, включают в себя сбор данных во время исполнения плана бурения и, таким образом, соответствуют, в общем, стадии 404 фиг.4.

По завершении начального процесса отбора проб (например, предварительного испытания) фактические измерения, выполненные на стадии 508 и 514, можно обрабатывать спецпроцессором 240 моделирования для обновления планируемой операции отбора проб на основании фактических измерений на стадии 516. В частности, имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора, имитатор 306 пластового течения и имитатор 308 ответной реакции инструмента могут быть использованы для повторной оценки различных возможных сценариев, планов или способов, с использованием фактических измерений вместе, например, с параметрами обработки, параметрами бурения, параметрами отбора проб, параметрами коллектора и/или параметрами бурового раствора. Сценарии могут быть связаны с параметрами работы, такими, например, как скорость циркуляции бурового раствора во время отбора проб и/или в период времени после бурения. Во время обработки фактических измерений на стадии 516 зонд 205 может сохранять контакт со стенкой 220 ствола скважины или выходить из контакта. Операция (операции), выполненные на стадии 516, соответствуют, в общем, стадии 406 фиг.4.

После обновления начального плана отбора проб на стадии 516 в способе 500 запускают исполнение обновленного плана отбора проб на стадии 518. Более конкретно, инициирующее устройство 312 (фиг.3) может запускать и/или исполнять операции отбора проб на основании систематизированных прогнозов, связанных с различными сценариями, планами или способами. В частности, операции отбора проб можно выполнять на основании параметров отбора проб, связанных с задачами совершенствования отбора проб такими, например, как повышение качества текучей среды проб, продолжительность процесса отбора проб и/или уменьшение стоимости отбора проб, и т.д. Если зонд 205 (фиг.2) выводят из контакта со стенкой 220 ствола скважины во время процесса фактического измерения на стадии 516, зонд 205 (фиг.2) инструмента 200 каротажа во время бурения входит в контакт со стенкой 220 ствола скважины для получения пробы пласта F. В любом варианте блок 230 измерений текучей среды и/или датчики 235 получают фактические измерения из пробы пластовой текучей среды. Некоторые из фактических измерений могут включать в себя давление и/или температуру ответной реакции пласта F и/или физические свойства пробы текучей среды, такие, например, как состав, давления насыщения, плотность, вязкость, относительное сопротивление и/или проводимость, измерения ядерного магнитного резонанса и/или оптических спектральных свойств.

После запуска операции отбора проб на стадии 518 в способе 500 можно измерять ответную реакцию пласта и/или свойства текучей среды на стадии 520, интерпретировать ответную реакцию пласта и/или свойства текучей среды на стадии 522, и управлять операцией отбора проб на основании интерпретированных ответной реакции пласта и/или свойств текучей среды на стадии 524. В являющемся примером процессе 500 затем определяют, завершен ли отбор проб на стадии 526, и, если отбор проб не завершен, затем в являющемся примером процессе 500 обновляют операции отбора проб на стадии 528 и возвращают управление на стадии 520 для продолжения процесса отбора проб. Таким образом, операции на стадиях 520-528, в общем, соответствуют стадии 408 фиг.4. Также, в общем, операции на стадиях 520-528 обеспечивают процесс отбора проб с динамическим или в режиме реального времени управлением и повторение одного или нескольких отборов проб и/или измерений параметров бурения для улучшения или оптимизации операции отбора проб. В данном способе один или несколько параметров отбора проб можно корректировать динамически и/или один или несколько параметров бурения (например, интенсивность подачи бурового раствора) можно корректировать динамически для улучшения эффективности и/или производительности операции (операций) отбора проб.

Рассматривая более подробно стадии 520-528, измерения ответной реакции пласта и/или измерения свойств текучей среды на стадии 520 можно выполнять, используя блок 230 измерений текучей среды (фиг.2) и/или датчики 235 (фиг.2). Например, блок 230 измерений текучей среды и/или датчики 235 могут измерять давление, температуру, интенсивность подачи текучей среды отбираемой пробы, состав текучей среды пробы и/или свойства текучей среды пробы. Блок 230 измерений текучей среды и/или датчики 235 можно также, например, использовать для определения степени инфильтрации бурового раствора в пласт F (фиг.2).

Интерпретацию ответной реакции пласта и/или свойств текучей среды, измеренных на стадии 520, можно выполнять с использованием одного или нескольких имитаторов 302-308 спецпроцессора 240 моделирования и/или с использованием блока 250 обработки данных. Например, спецпроцессор 240 моделирования и/или блок 240 обработки данных могут обрабатывать данные параметров фильтрационной корки бурового раствора, параметров коллектора, параметров ответной реакции инструмента и/или данные, связанные с моделью гидравлической системы ствола скважины для генерирования выходных данных имитации. Спецпроцессор 240 моделирования и/или блок 240 обработки данных могут также обрабатывать данные фактических измерений (например, параметров пласта и/или фильтрационной корки бурового раствора) вместе с параметрами отбора проб для расчета, определения и/или прогноза теоретической ответной реакции на процесс отбора проб. Фактические измерения могут включать в себя протяженность зоны проникновения в пласт F бурового раствора, радиальный профиль насыщения, состав текучей среды отобранной пробы, проницаемость фильтрационной корки бурового раствора, проницаемость пласта, относительную подвижность текучей среды фильтрата бурового раствора, относительную подвижность текучей среды первоначального пласта текучей среды, параметры работы инструмента и/или параметры отбора проб. Сравнивающее устройство 310 (фиг.3) может затем сравнивать фактическую ответную реакцию пласта, идентифицированную блоком 230 измерений текучей среды и/или датчиками 235, с теоретической ответной реакцией пласта, определенной спецпроцессором 240 моделирования (фиг.2) и/или блоком 240 обработки данных (фиг.2). На основании сравнения блок 240 обработки данных может идентифицировать и/или определять, какой параметр (параметры) бурения и/или отбора проб можно изменить для лучшего управления процессом отбора проб для соответствия планируемой или необходимой операции отбора проб или проектным величинам параметров обработки. Например, свойства пласта, свойства бурового раствора и/или температуру и/или давление в стволе 11 скважины можно идентифицировать для возможной корректировки. Данное сравнение можно также использовать для диагностики и/или идентификации проблем работы инструмента и/или неисправностей. Кроме того или альтернативно, осевая нагрузка на долото, интенсивность подачи бурового раствора, скорость вращения компоновки 100 низа бурильной колонны и/или свойства бурового раствора можно идентифицировать для возможной корректировки. Корректировка состава бурового раствора может, например, включать в себя введение (на последующей стадии операции бурения) добавок к буровому раствору.

Информацию, созданную интерпретацией данных ответной реакции пласта и свойств текучей среды на стадии 522, затем используют для управления операцией отбора проб на стадии 524 в режиме реального времени. Например, управление в режиме реального времени операциями отбора проб можно получить, управляя насосом отбора проб, оценивая величину загрязнения, оценивая объем перекачки для достижения проектного уровня загрязнения и/или регулируя время передачи пробы в камеру и/или баллон для проб. В более общем смысле операцией отбора проб можно управлять на основании уточненных свойств пласта и/или откорректированных свойств бурового раствора для улучшения процесса отбора проб. Улучшение процесса отбора проб включает в себя повышение качества пробы и/или уменьшение стоимости, которые могут быть связаны с операциями отбора проб и/или бурения. Конкретно, интенсивность подачи бурового раствора можно уменьшить при детектировании чрезмерной эрозии корки бурового раствора. Альтернативно, интенсивность подачи бурового раствора можно увеличивать, если качество корки бурового раствора определено как приемлемое. Кроме того, интенсивность подачи бурового раствора можно увеличить, если режим потока вокруг бурильной колонны 12 (фиг.1) определен как приемлемый.

Обновления операций отбора проб, выполненные на стадии 528, могут быть основаны, по меньшей мере, частично, на уточненных свойствах пластовой текучей среды. Альтернативно и/или дополнительно, фактические измерения можно использовать для обновления параметров, используемых спецпроцессором 240 моделирования (фиг.2). Прогнозы, генерируемые спецпроцессором 240 моделирования, могут быть связаны со статистикой загрязнения перекачиваемой текучей среды как функции времени и/или объема текучей среды, откачиваемой из пласта. В других примерах прогнозы, генерируемые спецпроцессором 240 моделирования, могут быть статистикой состава перекачиваемой текучей среды как функции объема текучей среды, откачиваемой из пласта, и/или времени. Кроме того или альтернативно, прогнозы, генерируемые спецпроцессором 240 моделирования, могут быть связаны с прогнозированием ожидаемой ответной реакции пласта, например, на конкретную операцию отбора проб. Прогнозы и/или выходные данные, генерируемые спецпроцессором 240 моделирования, можно сравнивать с фактическими измерениями, полученными блоком 230 измерений текучей среды и/или датчиками 235 для идентификации и/или диагноза неисправностей в работе инструмента и/или определения, нуждается ли в модификации один или несколько параметров в одной или нескольких моделях, используемых в имитации.

Если на стадии 526 способ 500 определяет, что отбор проб закончен или завершен согласно динамически обновленному плану отбора проб, в способе 500 определяют, является ли операция бурения или работа завершенной или законченной на стадии 530. Если операция бурения завершена на стадии 530, управление можно передать на стадию 534, в которой после выполненной работы выполняют интерпретацию данных ответной реакции пласта и свойств текучей среды. В ином случае управление можно передать на стадию 532, в которой возобновляют бурение и/или спускоподъемные операции, и управление переходит на стадию 508. Аналогично, если в способе 500 определено на стадии 510, что отбор проб не следует выполнять, управление передается на стадию 530.

Графики на фиг.6-13 показывают выходные данные имитации и/или прогнозов, генерируемые имитатором 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатором 304 фильтрационной корки бурового раствора, имитатором 306 пластового течения и имитатором 308 ответной реакции инструмента. В общем, фиг.6, 8 и 10 соответствуют прогнозам, связанным с первым сценарием, планом или способом отбора проб, а фиг.7, 9 и 11 соответствуют прогнозам, связанным со вторым сценарием, планом или способом отбора проб. Первый сценарий отбора проб может быть связан с операцией отбора проб на месте в стволе 11 скважины по истечении значительного времени от первого прохода буровым долотом 105 данного места. Например, бурильная колонна 12 может подниматься из ствола скважины или может быть убрана из ствола 11 скважины и вновь спущена в ствол 11 скважины или может быть заменена другим пробоотборным устройством, таким, например, как пробоотборник на каротажном кабеле. По контрасту второй сценарий отбора проб может быть связан с операцией отбора проб на том же месте, что и в первом сценарии отбора проб, но сразу после достижения места отбора проб пробоотборником (например, инструментом 200 каротажа во время бурения) в первый раз.

Спецпроцессор 240 моделирования используют для определения, какой из двух сценариев, планов или способов отбора проб является предпочтительным для получения пробы, имеющей меньшую величину загрязнения после фиксированного времени, отведенного для отбора проб. Как рассмотрено ниже, первый сценарий отбора проб имеет некоторые преимущества и некоторые недостатки. Например, в первом сценарии отбора проб фильтрационная корка бурового раствора успешно формируется в стволе 11 скважины. Вместе с тем, глубина проникновения бурового раствора может быть относительно высокой. Аналогично, второй сценарий отбора проб имеет некоторые преимущества и некоторые недостатки. Например, во втором сценарии отбора проб глубина проникновения бурового раствора может быть относительно небольшой. Вместе с тем, фильтрационная корка бурового раствора успешно не формируется (например, является неустановившейся) на стенке 220 ствола скважины.

Показанные на фиг.6 и 7 графики 600 и 700 представляют скорости циркуляции бурового раствора как функцию времени. В каждом из графиков 600 и 700 время, в которое место отбора проб первый раз достигнуто буровым долотом 105, представлено t0. Оси x, 602 и 702 каждого из графиков 600 и 700 соответствуют осям времени, и оси y, 604 и 704 каждого из графиков 600 и 700 соответствуют осям скорости (например, скорости циркуляции бурового раствора) бурового раствора в стволе 11 скважины на месте отбора проб. Интервалы 606 на фиг.6 или фиг.7 показывают уменьшение скорости циркуляции бурового раствора (например, скорости бурового раствора в кольцевом пространстве), когда, например, дополнительные секции бурильных труб добавляют в бурильную колонну 12. Период времени t1 представляет время, в которое стабилизатор (например, лопасть 215 центратора инструмента 200 каротажа во время бурения) проходит место отбора проб.

Как показано на фиг.6, период времени между t1 и t2 представляет время, в которое утяжеленные бурильные трубы устанавливают вплотную к месту отбора проб. Период времени t2 представляет время, в которое бурильная труба находится вплотную к месту отбора проб. Положение бурильной трубы относительно места отбора проб показывает, что буровое долото 105 продолжает бурение пласта F даже после достижения места отбора проб. В данном конкретном примере нужная глубина ствола скважины, подлежащего бурению, во время данной конкретной операции бурения достигнута в конце периода времени t2, и проба подлежит отбору на выбранном месте отбора при удалении бурильной колонны 12 из ствола 11 скважины. После удаления или при удалении бурильной колонны 12 из ствола 11 скважины циркуляция бурового раствора обычно остановлена, что представлено периодом времени t3. Хотя циркуляция бурового раствора остановлена в данный период времени, буровой раствор может иметь небольшую скорость, вследствие, по меньшей мере, частичного действия бурильной колонны на текучую среду в стволе скважины. Данное действие бурильной колонны обычно именуют свабированием. Зонд 205 отбора проб (фиг.2) достигает глубины отбора проб в начале периода времени, представленного t4, в котором циркуляцию бурового раствора вновь запускают для подачи энергии на компоновку 100 низа бурильной колонны (фиг.1) и/или инструмент 200 каротажа во время бурения (фиг.2), когда операция отбора проб имеет место. После завершения операции отбора проб в конце t4 возобновляется подъем бурильной колонны из ствола скважины.

На фиг.7 показано, что операция бурения (например, бурение) продолжается до достижения зондом 205 (фиг.2) места отбора проб, на котором запускают операцию отбора проб. Во время операции отбора проб, представленной периодом времени t4', скорость циркуляции бурового раствора можно уменьшить. После завершения операции отбора проб бурение в стволе 11 скважины возобновляется. По контрасту на фиг.6 показано, что буровое долото 105 продолжает бурение пласта F в течение периода времени после достижения места отбора проб и операцию отбора проб выполняют во время операции подъема из ствола 11 скважины.

На фиг.8 и 9 показаны графики 800 и 900, представляющие скорость фильтрации бурового раствора в пласте на месте отбора проб как функцию времени. Оси x, 802 и 902 каждого из графиков 800 и 900 соответствуют осям времени, и оси y 804 и 904 каждого из графиков 800 и 900 соответствуют осям скорости фильтрации бурового раствора на единицу измерения площади ствола 11 скважины. Площадь под секциями 806 и 906 кривых, показанная штриховкой, представляет суммарный объем бурового раствора, проникшего в пласт F перед запуском операции отбора проб. Как показано на фиг.8, величина проникновения бурового раствора является относительно высокой перед запуском операции отбора проб (например, период времени t4). По контрасту, как показано на фиг.9, величина проникновения бурового раствора является относительно небольшой перед запуском операции отбора проб (например, период времени t4'). В каждом из графиков 800 и 900 время, за которое буровой раствор вначале проникает (например, мгновенно) в пласт F при проходке буровым долотом 105 пласта F, представлено временем t0. Как показано секциями 808 и 908 кривых, после проходки пласта (например, горной породы) буровым долотом 105 (фиг.1) фильтрационная корка бурового раствора начинает формироваться на стенке 220 ствола скважины, что уменьшает скорость фильтрации (например, скорость, с которой фильтрат бурового раствора проникает в пласт).

Как показано вначале на фиг.8, первая скорость 810 динамической фильтрации достигается, по меньшей мере, частично, на основании положения утяжеленной бурильной трубы в стволе 11 скважины, сечения утяжеленной бурильной трубы и скорости циркуляции бурового раствора и свойств бурового раствора. Когда бурильная колонна 12 становится вплотную к месту отбора проб или проходит его, получают вторую скорость 812 динамической фильтрации, основанную, по меньшей мере, частично, на положении бурильной колонны 12 в стволе 11 скважины, сечении бурильной колонны 12, скорости циркуляции бурового раствора и свойствах бурового раствора. Затем, когда бурильную колонну 12 убирают из ствола 11 скважины, скорость фильтрации уменьшается, по существу, до скорости статического состояния, представленного секцией 814 кривой. Вместе с тем, скорость 815 фильтрации увеличивается с увеличением скорости циркуляции бурового раствора для подачи энергии на компоновку 100 низа бурильной колонны и/или инструмент 200 каротажа во время бурения, когда операция отбора проб имеет место.

Как показано на фиг.9, скорость фильтрации второго сценария отбора проб является аналогичной первому сценарию отбора проб до периода времени t2, в котором, в первом сценарии отбора проб буровое долото 105 продолжает бурение пласта F даже после достижения места отбора проб. По контрасту во втором сценарии отбора проб, когда достигнуто место отбора проб, запускают операцию отбора проб. В результате, первая скорость 910 динамической фильтрации, по существу, поддерживается во время операции отбора проб. Запуск операции отбора проб после достижения места отбора проб дает в результате относительно высокую скорость 910 динамической фильтрации, но суммарный объем бурового раствора, проникшего в пласт, является относительно низким.

На фиг.10 и 11 показаны графики 1000 и 1100, представляющие момент времени (например, моментальный снимок) насыщенности текучей средой в пласте F перед операцией отбора проб. Оси x 1002 и 1102 каждого из графиков 1000 и 1100 соответствуют расстоянию от стенки 220 ствола скважины и оси y 1004 и 1104 каждого из графиков 1000 и 1100 соответствуют уровню насыщенности фильтратом бурового раствора, показанному на фиг.10 и 11 для бурового раствора на водной основе. Кроме того, первые секции 1006 и 1106 кривых представляют зону проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и вторые секции 1008 и 1108 кривых представляют зону пласта с нетронутой текучей средой (например, реликтовой пластовой текучей средой). Дополнительно, пунктирные линии 1010 и 1110 представляют уровень насыщенности пласта реликтовой водой.

На фиг.10 показан первый сценарий отбора проб, в котором операция отбора проб запускается позже, чем во втором сценарии отбора проб. В результате, глубина проникновения бурового раствора в пласт является относительно высокой. Вместе с тем, в результате развитой (т.е. хорошей) корки бурового раствора интенсивность фильтрации бурового раствора является относительно низкой.

На фиг.11 показан второй сценарий отбора проб, в котором операция отбора проб запускается раньше, чем в первом сценарии отбора проб. В результате, глубина проникновения бурового раствора в пласт является относительно низкой. Вместе с тем, в результате неразвитой корки бурового раствора (например, не полностью сформировавшейся) интенсивность фильтрации бурового раствора является относительно высокой.

На фиг.12 и 13 показаны графики 1200 и 1300, представляющие пример соотношения между уровнем загрязнения текучей среды проб и объемом текучей среды отобранных проб, откачиваемой из пласта, которое может генерировать имитатор 306 пластового течения. Параметры отбора проб, использованные для получения результатов, связанных с обоими графиками 1200 и 1300, аналогичны или одинаковы. Вместе с тем, время, в которое происходит операция отбора проб после бурения, является различным. Оси x 1202 и 1302 каждого из графиков 1200 и 1300 соответствуют перекачиваемому объему пластовой текучей среды и оси y 1204 и 1304 каждого из графиков 1200 и 1300 соответствуют уровню загрязнения фильтратом бурового раствора проб текучей среды. Перекачиваемый объем пластовой текучей среды зависит от времени и интенсивности перекачки.

Вначале в зависимости от конкретных свойств пласта и пластовой текучей среды отбираемой пробы объем фильтрата бурового раствора можно перекачивать (например, объем пробоя) перед входом пластовой текучей среды (например, нефти) в пробоотборник (например, инструмент 200 каротажа во время бурения). Объем пробоя, в общем, представлен скобками 1206 и 1306. Как показано на фиг.12, объем пробоя является относительно большим. По контрасту, как показано на фиг.13, объем пробоя является относительно небольшим. Секции 1208 и 1308 кривой представляют динамику развития очистки, соответствующую повышению качества текучей среды, входящей в пробоотборник. На фиг.12 представлена ситуация, где динамика развития очистки определена с учетом того, что операция отбора проб выполнена через значительное время после бурения до глубины отбора проб. Как следствие, развитая фильтрационная корка бурового раствора создает эффективный барьер фильтрации фильтрата бурового раствора во время операций перекачки. Хотя скорость очистки низкая, в итоге можно достичь низкого уровня загрязнения после перекачки достаточного объема. На фиг.13 представлена ситуация, где операцию отбора проб выполняют через относительно короткое время после бурения до глубины отбора проб. В данном варианте фильтрационная корка бурового раствора еще только формируется и не создает эффективного барьера инфильтрации фильтрата бурового раствора через стенку ствола скважины. Хотя начальная динамика развития очистки является относительно высокой, ограничения по минимальному уровню загрязнения текучей среды отобранной пробы достигают при выбранной интенсивности перекачки.

На фиг.14 показан график 1400, представляющий соотношение между перепадом давления и интенсивностью перекачки. Перепад давления для ответной реакции пласта определяют, измеряя давление в выкидной линии отбора пробы на зонде (например, зонде 205) и определяя разность данного измерения с пластовым давлением. Разность давления, имеющая значение для перекачки, является разностью давлений, измеренных на зонде (например, зонд 205) и на точке выкидной линии отбора пробы на выходном отверстии насоса (не показано). Ось x 1402 графика 1400 соответствует интенсивности перекачки, и ось y 1404 графика 1400 соответствует перепаду давления.

Как рассмотрено выше, давление в пласте можно оценивать, выполняя операцию предварительного испытания до запуска операции отбора проб. Альтернативно, давление в пласте можно оценивать, оценивая данные исследований коллектора (например, сейсмических и/или акустических исследований) или по измерениям, выполненным в соседних скважинах.

График 1400 включает в себя множество кривых 1406 и 1408 и прямых линий 1410, 1412 и 1414, образующих область рабочих режимов для системы перекачки, каждую из которых может определить имитатор 308 ответной реакции инструмента. Линия 1410 представляет ограничение давления, которое могут создавать компоненты компоновки 100 низа бурильной колонны и/или инструмент 200 каротажа во время бурения (например, аппаратное обеспечение перекачки). Ограничение давления может являться функцией давления в стволе 11 скважины в экстремальном варианте, если пласт истощен или имеет очень низкую подвижность текучей среды. Альтернативно, линия 1410 может представлять ограничение давления, относящееся к свойствам текучей среды, например давление насыщения, превышение которого может приводить к прорыву текучей среды и давать в результате непригодную пробу. Линии 1412 и 1414 представляют минимальную интенсивность перекачки и максимальную интенсивность перекачки, соответственно. Минимальную и/или максимальную интенсивность перекачки можно определить на основании минимальной и/или максимальной скорости вращения электродвигателя, с которым может работать соответствующий насос. Кривые 1406 и 1408 являются кривыми мощности и могут быть выведены из мощности, имеющейся на компоновке 100 низа бурильной колонны и/или инструменте 200 каротажа во время бурения. Кривая 1406 соответствует первой скорости циркуляции бурового раствора, и кривая 1408 соответствует второй скорости циркуляции бурового раствора. В работе мощность генерирует турбина, открытая воздействию бурового раствора, циркулирующего в стволе 11 скважины.

Кривая 1416 показывает ограничение мощности на основании проникновения бурового раствора в пласт. Кривая 1416 может быть выведена по данным имитатора 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатора 304 фильтрационной корки бурового раствора и/или имитатора 306 пластового течения. В работе имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора и/или имитатор 306 пластового течения можно использовать для определения влияния скорости циркуляции бурового раствора в стволе 11 скважины на проникновение бурового раствора в пласт. Например, если скорость циркуляции бурового раствора является относительно высокой, фильтрационная корка бурового раствора обычно растет относительно медленно или подвергается эрозии относительно быстро и, таким образом, фильтрация может быть выше. Таким образом, имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора и/или имитатор 306 пластового течения можно использовать для идентификации оптимальной производительности перекачки, ограничивающей скорость инфильтрации для получения качественной текучей среды пробы в конкретное время. На графике 1400 оптимальная производительность 1418 перекачки представлена, в данном примере, пересечением кривой 1416 (например, мощности, ограниченной фильтрацией) и кривой 1420 (например, кривой ответной реакции пласта), описанными ниже.

Кривая 1420 является кривой ответной реакции пласта, зависящей от подвижности текучей среды пласта, соотношения подвижности текучей среды фильтрата бурового раствора и различных текучих сред в пласте (например, воды, нефти, газа и т.д.) и/или нелинейного действия, по меньшей мере, частично, вязкости, плотности текучей среды и скорости пластовой текучей среды отбираемых проб. Кривую 1416 может генерировать имитатор 308 ответной реакции инструмента. Подвижность текучей среды пласта можно определить, например, во время процессов предварительных испытаний, во время процесса отбора проб, по каротажным диаграммам необсаженного ствола скважины (например, каротажной диаграмме ядерно-магнитного резонанса) или по данным, собранным в соседних скважинах.

На фиг.15 показана схема платформы Р100 процессора, которую можно использовать и/или программировать для реализации компьютера 160 каротажа и управления, блока 250 обработки данных, процессора 316 и/или спецпроцессора 240 моделирования. Например, платформа Р100 процессора реализована с одним или несколькими процессорами общего назначения, ядрами процессора, микроконтроллерами и т.д.

Платформа Р100 процессора примера фиг.15 включает в себя, по меньшей мере, один программируемый процессор P105 общего назначения. Процессор P105 исполняет кодированные инструкции P110 и/или P112, присутствующие в основном запоминающем устройстве процессора P105 (например, в оперативном запоминающем устройстве P115 и/или постоянном запоминающем устройстве P120). Процессор P105 может представлять собой любой тип блока процессора, такой как ядро процессора, процессор и/или микроконтроллер. Процессор P105 может исполнять, кроме прочего, являющиеся примером способы и управлять устройством, описанным в данном документе.

Процессор P105 связан с основным запоминающим устройством (включающим в себя постоянное запоминающее устройство P120 и/или оперативное запоминающее устройство P115) через шину P125 передачи данных. Оперативное запоминающее устройство P115 можно реализовать как динамическое оперативное запоминающее устройство (DRAM), синхронное динамическое оперативное запоминающее устройство (SDRAM) и/или как динамическое оперативное запоминающее устройство любого другого типа, а постоянное запоминающее устройство можно реализовать как флэш-карту памяти и/или любой другой тип запоминающего устройства. Доступом к запоминающим устройствам P115 и P120 можно управлять с помощью контроллера запоминающего устройства (не показано).

Платформа Р100 процессора также включает в себя цепь P130 интерфейса. Цепь P130 интерфейса можно реализовать как любой тип стандартного интерфейса, такой как интерфейс внешнего запоминающего устройства, последовательный порт, входные/выходные данные общего назначения и т.д. Один или несколько входных устройств P135 и один или несколько выходных устройств P140 соединяются в цепь P130 интерфейса.

Из описанного выше и показанного на фигурах должно быть ясно, что настоящее описание представляет способ планирования выполнения отбора проб для подземного пласта, который может включать в себя идентифицирование множества процессов и относящихся к ним параметров, где процессы включают в себя процесс бурения и процесс отбора проб и относящиеся к ним параметры включают в себя параметры бурения и отбора проб. Способ может также включать в себя обработку параметров для каждого из процессов на спецпроцессоре моделирования для генерирования прогнозов, связанных с отбором проб пласта, где спецпроцессор моделирования может включать в себя, по меньшей мере, одно из следующего: имитатор гидравлической системы ствола скважины, имитатор фильтрационной корки бурового раствора, имитатор пластового течения или имитатор ответной реакции инструмента. Способ может дополнительно включать в себя систематизирование прогнозов, связанных с отбором проб пласта на основании, по меньшей мере, одного из следующего: качества текучей среды пробы, продолжительности процесса отбора проб, производительности способа отбора или стоимости отбора проб и планирование операции отбора проб на основании систематизированных прогнозов.

Настоящее описание также представляет способ управления операцией отбора проб в подземном пласте, который может включать в себя испытание пласта, назначенного для отбора проб, измерение ответной реакции пласта на испытание, определение параметров фильтрационной корки бурового раствора и параметров пласта на основании ответной реакции пласта, обработку параметров фильтрационной корки бурового раствора и пласта на спецпроцессоре моделирования для генерирования выходных данных имитации, определение параметров отбора проб на основании выходных данных имитации и управление операцией отбора проб в подземном пласте на основании параметров отбора проб.

Настоящее описание также представляет способ управления операцией бурения, который может включать в себя выполнение процесса отбора проб в подземном пласте, измерение фактической ответной реакции пласта на процесс отбора проб, расчет на спецпроцессоре моделирования теоретической ответной реакции пласта на процесс отбора проб, сравнение фактической ответной реакции с теоретической ответной реакцией, уточнение, по меньшей мере, одного из пластовых свойств или свойств бурового раствора на основании сравнения и управление операцией бурения на основании, по меньшей мере, одного из уточненных пластовых свойств или откорректированных свойств бурового раствора для улучшения процесса отбора проб.

Настоящее описание также представляет способ управления отбором проб во время операции бурения, который может включать в себя измерение параметров бурения и отбора проб в процессе операции отбора проб во время операции бурения, обработку данных измеренных параметров бурения и отбора проб с помощью имитатора для обновления выходных данных имитатора и управления операцией отбора проб во время бурения в режиме реального времени на основании обновленных выходных данных имитатора.

Настоящее описание также представляет способ выполнения операции отбора проб во время бурения, который может включать в себя планирование операции отбора проб во время бурения с помощью имитатора, при этом планирование содержит определение параметров бурения и отбора проб на основании выходных данных имитатора, полученных перед операцией запуском отбора проб во время бурения. Способ может также включать в себя управление в режиме реального времени процессом отбора проб в операции отбора проб во время бурения с помощью имитатора с обновлением входных данных имитатора на основании данных, полученных во время, по меньшей мере, одного: процесса отбора проб или процесса бурения, выполняемых в процессе операции отбора проб во время бурения. Также дополнительно способ может включать в себя управление в режиме реального времени процессом бурения с имитатором для улучшения процесса отбора проб с обновлением входных данных имитатора на основании данных, полученных во время процесса отбора проб или процесса бурения.

Хотя некоторые являющиеся примерами способы, устройства и изделия описаны в данном документе, объем защиты данного изобретения указанным не ограничен. Напротив, данное изобретение охватывает способы, устройства и изделия, входящие в объем прилагаемой формулы изобретения, как буквально, так и по доктрине эквивалентов.

1. Способ планирования операции отбора проб в подземном пласте, содержащий следующие стадии:
идентифицирование множества процессов и относящихся к ним параметров, причем процессы включают в себя процессы бурения и отбора проб, и их параметры включают в себя параметры бурения и отбора проб;
обработка данных параметров для каждого из процессов с помощью спецпроцессора моделирования для создания прогнозов, связанных с отбором проб в пласте, включающего в себя, по меньшей мере, один из имитатора гидравлической системы ствола скважины, имитатора фильтрационной корки бурового раствора, имитатора пластового потока или имитатора ответной реакции инструмента;
систематизация прогнозов, связанных с отбором проб в пласте, на основании, по меньшей мере, одного из качества текучей среды проб, продолжительности процесса отбора проб, производительности процесса отбора проб или стоимости отбора проб;
планирование операции отбора проб на основании систематизированных прогнозов.

2. Способ по п.1, в котором указанные параметры содержат, по меньшей мере, одно из свойства бурового раствора, статистики интенсивности подачи бурового раствора, конфигурации компоновки низа бурильной колонны, свойства текучей среды проб, свойства пласта, продолжительности операции отбора проб, статистики интенсивности подачи текучей среды проб, заданного времени отбора пробы, параметров процесса или параметров коллектора.

3. Способ по п.1, в котором систематизация прогнозов содержит определение влияния каждого из указанных параметров на, по меньшей мере, одно из качества текучей среды проб, продолжительности процесса отбора проб, производительности процесса отбора проб или стоимости отбора проб.

4. Способ по п.1, дополнительно содержащий выполнение операции отбора проб на основании систематизированных прогнозов.

5. Способ по п.1, дополнительно содержащий измерение параметров во время бурения для обновления операции бурения в режиме реального времени.

6. Способ по п.1, дополнительно содержащий получение фактических измерений, связанных с отбором проб в пласте, и выполнение операции испытания для получения фактических измерений в подземном пласте.

7. Способ по п.6, дополнительно содержащий обновление операции отбора проб на основании фактических измерений.

8. Способ по п.6, дополнительно содержащий сравнение фактических измерений с прогнозами для идентифицирования выхода из строя инструментов, сравнение фактических измерений с прогнозами для обновления указанных параметров и обновления указанных параметров на основании фактических измерений для улучшения производительности операции отбора проб.

9. Способ по п.6, дополнительно содержащий обработку данных фактических измерений с помощью спецпроцессора моделирования для создания модели для прогнозирования, по меньшей мере, одного из свойств пласта, свойств фильтрационной корки бурового раствора или свойств текучей среды отобранной пробы, и обновление операции бурения на основании, по меньшей мере, одного из свойств пласта, свойств фильтрационной корки бурового раствора или свойств текучей среды отобранной пробы.

10. Способ по п.1, в котором множество процессов включают в себя, по меньшей мере, первый сценарий и второй сценарий.

11. Способ по п.10, в котором первый сценарий связан с, по меньшей мере, одним из имитации первой производительности первого процесса отбора проб при расположении пробоотборника относительно близко к буровому долоту, с первой конфигурацией стабилизатора, или после бурения, и второй сценарий связан с, по меньшей мере, одним из имитации второй производительности второго процесса отбора проб при расположении пробоотборника относительно далеко от бурового долота, со второй конфигурацией стабилизатора, после бурения или во время подъема компоновки низа бурильной колонны из ствола скважины.

12. Способ по п.10, в котором первый сценарий связан с, по меньшей мере, одним из имитации первой производительности первого процесса отбора проб с использованием первого бурового раствора, во время бурения, с использованием первой статистики интенсивности подачи бурового раствора или с использованием статистики интенсивности подачи текучей среды первого образца, и второй сценарий связан с, по меньшей мере, одним из имитации второй производительности второго процесса отбора проб с использованием второго бурового раствора, с использованием инструмента на каротажном кабеле, с использованием статистики интенсивности подачи второго бурового раствора или с использованием статистики интенсивности подачи текучей среды второй пробы.

13. Способ управления операцией отбора проб в подземном пласте, содержащий следующие стадии:
испытание пласта, предназначенного для отбора пробы;
измерение ответной реакции пласта на испытание;
определение параметров фильтрационной корки бурового раствора и параметров пласта на основании ответной реакции пласта;
обработка параметров фильтрационной корки бурового раствора и параметров пласта с помощью спецпроцессора моделирования для создания выходных данных имитации;
определение параметров отбора проб на основании выходных данных имитации; и
управление операцией отбора проб в подземном пласте на основании параметров отбора проб.

14. Способ по п.13, содержащий управление операцией отбора проб в подземном пласте на основании, по меньшей мере, одного из параметров пласта, по меньшей мере, одного параметра насоса и модели инструмента.

15. Способ по п.13, дополнительно содержащий определение степени инфильтрации фильтрата бурового раствора в пласт, предназначенный для отбора пробы, и изменение, по меньшей мере, одной из интенсивности подачи бурового раствора или интенсивности подачи текучей среды пробы на основании измеренной ответной реакции пласта.

16. Способ по п.13, в котором параметры отбора проб связаны, по меньшей мере, одним из качества текучей среды пробы, продолжительности процесса отбора пробы, производительности отбора пробы или стоимости отбора пробы, при этом выходные данные имитации связаны с, по меньшей мере, одним из статистики скорости фильтрации или объема фильтрата на поверхности ствола скважины.

17. Способ по п.13, дополнительно содержащий идентифицирование параметров, связанных с неплотной коркой бурового раствора с помощью спецпроцессора моделирования, при этом параметры фильтрационной корки бурового раствора связаны с, по меньшей мере, одним из массы корки бурового раствора, сжатия корки бурового раствора, модели отложения корки бурового раствора, модели эрозии корки бурового раствора, модели проницаемости корки бурового раствора или модели десорбции корки бурового раствора.

18. Способ по п.13, дополнительно содержащий идентифицирование параметров пласта, связанных с, по меньшей мере, одним из забойного давления, степени проникновения фильтрата бурового раствора или модели мгновенного проникновения, при этом параметры пласта обрабатываются с параметрами фильтрационной корки бурового раствора с помощью спецпроцессора моделирования для создания выходных данных имитации.

19. Способ по п.13, дополнительно содержащий идентифицирование модели гидравлической системы ствола скважины, предназначенной для прогнозирования, по меньшей мере, одного из скорости бурового раствора или давления в кольцевом пространстве, при этом данные, связанные с моделью гидравлической системы ствола скважины, обрабатываются вместе с параметрами фильтрационной корки бурового раствора с помощью спецпроцессора моделирования для создания выходных данных имитации.

20. Способ управления операцией бурения подземного пласта, содержащий следующие стадии:
осуществление процесса отбора проб в подземном пласте;
измерение фактической ответной реакции пласта на процесс отбора проб;
расчет с помощью спецпроцессора моделирования теоретической ответной реакции пласта на процесс отбора проб;
сравнение фактической ответной реакции с теоретической ответной реакцией;
корректировка, по меньшей мере, одного из свойства пласта или свойства бурового раствора на основании сравнения; и
управление операцией бурения на основании, по меньшей мере, одного из откорректированного свойства пласта или откорректированного свойства бурового раствора для улучшения процесса отбора проб.

21. Способ по п.20, в котором управление операцией бурения содержит управление в режиме реального времени, по меньшей мере, одним из интенсивности подачи бурового раствора или перемещения компоновки низа бурильной колонны, при этом управление операций бурения для улучшения процесса отбора проб содержит, по меньшей мере, одно из увеличения качества пробы, уменьшения времени отбора проб, увеличения производительности отбора проб или уменьшения стоимости.

22. Способ по п.20, дополнительно содержащий обновление спецпроцессора моделирования на основании, по меньшей мере, одного из откорректированного свойства пласта или откорректированного свойства бурового раствора.

23. Способ по п.20, в котором расчет теоретической ответной реакции пласта содержит использование, по меньшей мере, одного из параметра пласта, параметра отбора проб или параметра бурения.

24. Способ выполнения операции отбора проб во время бурения, содержащий следующие стадии:
планирование операции отбора проб во время бурения с помощью имитатора, содержащее определение параметров бурения и отбора проб на основании выходных данных имитатора, полученных перед началом операции отбора проб во время бурения;
управление в режиме реального времени процессом отбора проб операции отбора проб во время бурения с помощью имитатора посредством обновления входных данных имитатора на основании данных, полученных во время, по меньшей мере, одного из процесса отбора проб или процесса бурения, выполняемого во время операции отбора проб во время бурения; и
управление в режиме реального времени процессом бурения с помощью имитатора для улучшения процесса отбора проб посредством обновления входных данных имитатора на основании данных, полученных во время процесса отбора проб или процесса бурения.

25. Способ по п.24, в котором управление в режиме реального времени процессом бурения содержит корректировку, по меньшей мере, одного из скорости бурения, бурового раствора или интенсивности перекачки бурового раствора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при отборе проб жидкости из трубопровода. Устройство включает пробозаборную трубку, смонтированную в трубопроводе перпендикулярно движению потока и имеющую входное отверстие щелевидной формы со стороны движения потока.

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений для определения природы углеводородных газов, поступивших в межколонные пространства скважин, или газов бурового раствора.

Изобретение относится к способу исследования, обеспечивающего оценку части природного газа, добываемого из плотных газовых коллекторов, с помощью анализа изотопного состава извлеченного газа и корреляции этого изотопного состава с коэффициентом газоотдачи.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и предназначено для оперативного исследования пластов бурящихся поисково-разведочных скважин без подъема бурильных труб при проведении исследований.

Изобретение относится к технике отбора глубинных проб в нефтяных и газовых скважинах и предназначено для контроля параметров глубинной пробы без разгерметизации пробоотборной камеры для повышения эффективности процесса доставки пробы из пласта в лабораторию для анализа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и касается способа и системы для получения характеристик градиентов состава и свойств текучей среды коллектора, представляющего интерес, и анализа свойств коллектора на основе таких градиентов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технике отбора глубинных проб. .

Изобретение относится к гидрогеологическим исследованиям скважин и предназначено для отбора глубинных проб жидкости в скважинах. .

Изобретение относится к устройству и способам определения параметров, представляющим свойства пласта и свойства текучей среды пластов подземных коллекторов, конкретно углеводородных коллекторов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины. Определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце. Для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи. Скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим. Останавливают скважину и проводят технологическую выдержку до отделения от продукции скважины газа, расслоения на нефть и воду. Выполняют измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определяют объемное значение обводненности.

Группа изобретений относится к области отбора проб из геологических пластов и анализа при оценивании и испытании пластов. Техническим результатом является усовершенствование скважинных систем датчиков, чтобы сделать системы более гибкими и приспосабливаемыми для скважинных применений. Модуль датчиков для измерительной установки, сконфигурированной для скважинной работы, внутри буровой скважины. Модуль датчиков содержит набор датчиков, имеющий множество датчиков, для измерения выбранных параметров пласта, и управляющую систему для избирательной и независимой работы каждого датчика из набора датчиков. Каждый датчик из набора датчиков сконфигурирован или разработан как дискретный элемент датчика для индивидуальной независимой связи и управления. Каждый датчик из набора датчиков может иметь связанный с ним модуль электроники, который обеспечивает стандартизованную связность электроники с управляющей системой. 5 н. и 21 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к моделированию конструкции и эксплуатационных характеристик скважин, а также к мониторингу скважин. Способ оценки доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины включает определение давления на устье скважины. Получают интегрированную индикаторную кривую (IPR1), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида из первой продуктивной зоны, и интегрированную индикаторную кривую (IPR2), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида из второй продуктивной зоны. Получают значение для интегрированной индикаторной кривой в точке смешения (IPRc) с помощью IPR1 и IPR2. Определяют в точке смешения начальную долю притока флюида из первой продуктивной зоны и начальную долю притока флюида из второй продуктивной зоны. Получают первую суммарную кривую оттока (TPR1), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида, движущегося из точки смешения в направлении устья. Определяют в точке смешения с помощью IPRc и TPR1 первую долю притока флюида из первой продуктивной зоны (Q11) и первую долю притока флюида из второй продуктивной зоны (Q21). Машиночитаемый носитель, доступный для процессора, содержит программу, которая включает команды для вышеперечисленных действий. Техническим результатом является повышение эффективности оценки доли притока из продуктивной зоны. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к гидродинамическим и гидрохимическим исследованиям вод торфяных почв. Техническим результатом является определение изменения химического состава болотных вод по глубине торфяной залежи в условиях их гидродинамического режима во времени. В способе определяют закономерность распределения совокупности коэффициентов равновесности за различные периоды протекания однонаправленных процессов, характеризующих связь химических и гидродинамических процессов, протекающих по толщине торфяной залежи. Комплексом для отбора проб определяют расходы поступающей воды. Методом унифицирования производят расчет коэффициентов равновесности полученных данных. Приводят их в единообразный, безразмерный вид методом математического обобщения. Изменение совокупности коэффициентов равновесности позволяет эффективно оценивать степень и динамику изменения химического состава воды и ее гидродинамического режима от продолжительности и интенсивности процессов. Сохраняющаяся взаимосвязь коэффициентов равновесности, распределенных во времени и глубине, показывает равновесность экосистемы болот. 8 табл., 9 ил.

Изобретение относится к способу и системе для анализа свойств флюидов в микрофлюидном устройстве. Флюид вводится под давлением в микроканал, и в ряде мест, расположенных вдоль микроканала, оптически детектируются фазовые состояния флюида. Газообразная и жидкая фазы флюида распознаются на основе множества оцифрованных изображений флюида в микроканале. Двухуровневые изображения могут создаваться на основе оцифрованных изображений, и на основе двухуровневых изображений можно оценивать долю жидкости или газа во флюиде в зависимости от давления. На основе детектируемых фазовых состояний флюида можно оценивать свойства, такие как значения в точке начала кипения и/или распределение объемного соотношения фаз флюида в зависимости от давления. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 19 ил.

Изобретение относится к измерению общего содержания газа в нетрадиционных коллекторских породах, таких как нетрадиционные газоносные пласты-коллекторы, которые могут встречаться в осадочных породах, вулканических или метаморфических породах. Техническим результатом является повышение надежности и точности способа и устройства для измерения Общего содержания газа в нетрадиционной коллекторской породе. Способ включает этапы бурения скважины в интервале измерения в пласте-коллекторе для образования объема бурового раствора в кольцевом пространстве, который содержит обломки выбуренной породы и газ. При этом объем кольцевого пространства имеет передний край и задний край, отведение переднего края объема кольцевого пространства таким образом, чтобы происходило улавливание всего объема кольцевого пространства в дегазационной системе для хранения без подвергания его воздействию атмосферы, прерывания отвода объема кольцевого пространства после улавливания переднего края объема кольцевого пространства в дегазационной системе для хранения с целью определении количества газа в расчете на кольцевой объем; а также расчета in-situ Общего объема газа в пласте-коллекторе с учетом газа и обломов выбуренной породы в расчете на обломки выбуренной породы и газ, содержащиеся в объеме кольцевого пространства. 4 н. и 21 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устьевому оборудованию скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов. Техническим результатом является упрощение монтажа уплотнительного ниппеля, повышение качества отбираемой пробы и исключение сварочных работ на устье скважины для приварки пробоотборных кранов с отводами. Оборудование устья скважины включает трубодержатели первого и второго рядов труб, уплотнительный ниппель первого ряда и пробоотборники. Уплотнительный ниппель выполнен в виде втулки с конусными поверхностями на концах. В трубодержателях первого и второго рядов изготовлены фаски, выполненные с возможностью герметичного взаимодействия с соответствующими конусными поверхностями уплотнительного ниппеля. Каждый пробоотборник выполнен в виде полого заглушенного цилиндра с поршнем и снабжен регулировочным устройством, создающим противодавление. Регулировочное устройство может быть выполнено в виде регулируемого клапана или в виде набора грузов, устанавливаемых на поршень или цилиндр. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устьевому оборудованию скважин. Техническим результатом является повышение качества отбираемой пробы и исключение необходимости приварки отвода с пробоотборником на манифольдной линии. Оборудование устья скважины включает корпус, клапан-отсекатель, устьевой сальник и пробоотборник. Пробоотборник установлен снаружи корпуса и выполнен в виде полого заглушенного цилиндра с поршнем. Пробоотборник снабжен регулировочным устройством, создающим противодавление. Регулировочное устройство может быть выполнено в виде регулируемого клапана или в виде набора грузов. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к технике определения расходов и периодического отбора проб воды с различных фиксированных по глубине горизонтов торфяной залежи. Техническим результатом является упрощение конструкции. Комплекс содержит обсадную трубу-скважину с конусным наконечником и водоприемник. Причем пробоотборник содержит цилиндрический корпус, на котором расположены две эластичные резиновые манжеты с диаметром, равным диаметру скважины, в стенке цилиндрического корпуса выполнены боковые отверстия - среднее - для приема воды из рабочего горизонта и расположено между двумя манжетами, верхнее расположено над верхней манжетой, нижнее - под нижней манжетой, верхнее и нижнее отверстия - транзитные и соединены между собой трубкой, проходящей внутри цилиндрического корпуса пробоотборника, нижняя часть цилиндрического корпуса соединена с водоприемником через фланец, прикрепленный к цилиндрическому корпусу, верхняя часть цилиндрического корпуса соединена с кронштейном для подъема пробоотборника и соединенного с ним водоприемника, диаметр которого меньше, чем внутренний диаметр обсадной трубы скважины, обсадная труба-скважина - это трубы от единицы до N, соединенные между собой наружными резьбовыми муфтами и боковыми отверстиями, выполненными по длине труб. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к гидрогеохимическим исследованиям скважин и предназначено для отбора спонтанного и растворенного в воде газа, выделяемого в различных генетически разнородных слоях торфа с различных фиксированных по глубине горизонтов торфяной залежи. Техническим результатом является упрощение конструкции. Комплекс содержит обсадную трубу-скважину, цилиндрический пробоотборник, состоящий из трех основных частей, верхняя часть - камера-коллектор, средняя - соединительная муфта с внутренней резьбой и проточкой, соединяющая нижнюю и верхнюю части, нижняя часть - камера-приемник для накопления в ней газа, поступающего через боковые отверстия обсадной трубы-скважины, камеры приемника и коллектора закрыты крышками, сверху соединительной муфты расположена нагнетательная трубка, снизу - приемная трубка, над которой помещен шарик-клапан, верхняя нагнетательная трубка проходит через камеру-коллектор, крышку и выведена наружу, на ней расположены впускной ниппель-клапан для нагнетания воздуха в камеру - коллектор и предохранительный ниппель-клапан - для сброса избыточного давления воздуха, пневматические камеры расположены одна выше, другая - ниже приемных отверстий в корпусе пробоотборника, в верхней крышке пробоотборника установлен выпускной клапан, обсадная труба выполнена из n-го количества труб, соединенных между собой наружными резьбовыми муфтами в одну, с боковыми отверстиями одинакового диаметра, равномерно расположенными по длине обсадной трубы-скважины. 3 ил.
Наверх