Скважинные системы датчиков и соответствующие способы



Скважинные системы датчиков и соответствующие способы
Скважинные системы датчиков и соответствующие способы
Скважинные системы датчиков и соответствующие способы
Скважинные системы датчиков и соответствующие способы
Скважинные системы датчиков и соответствующие способы
Скважинные системы датчиков и соответствующие способы
Скважинные системы датчиков и соответствующие способы
Скважинные системы датчиков и соответствующие способы
Скважинные системы датчиков и соответствующие способы
Скважинные системы датчиков и соответствующие способы

 


Владельцы патента RU 2524100:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

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.

 

Родственные заявки

По этой заявке испрашивается приоритет предварительной заявки №61/168218 на патент США, поданной 10 апреля 2009 года, все содержание которой включено в настоящую заявку путем ссылки.

Уровень техники

Настоящее изобретение относится к области отбора проб из геологических пластов и анализа при оценивании и испытании пластов в случаях пробной эксплуатации и освоении углеводородных продуктивных скважин, таких как нефтяные или газовые скважины. Более конкретно, настоящее раскрытие касается способов и систем с использованием скважинной установки, имеющей набор датчиков, которые сконфигурированы или разработаны как дискретные независимые датчики, имеющие индивидуализированные функциональные возможности управления и связи. При этом настоящим раскрытием предоставляется архитектура скважинной системы датчиков для скважинных каротажных приборов с использованием конфигураций «подключи и работай», которые сконфигурированы или разработаны для применений в скважине на нефтяном промысле.

Скважинный отбор проб и анализ представляют собой важный и эффективный исследовательский способ, используемый для установления характеристик и основных свойств геологических пластов, имеющих залежи углеводородов. При этом типичная разведка и разработка месторождения нефти включает в себя скважинный отбор проб и анализ для определения петрофизических, минералогических свойств углеводородных коллекторов, а также свойств флюидов. Такое определение характеристик объединяют с точным оцениванием экономической перспективности углеводородного пласта.

Обычно при исследовании в скважине в пластовых флюидах обнаруживают сложную смесь флюидов, таких как нефть, газ и вода. Скважинные флюиды, которые также имеют отношение к пластовым флюидам, имеют характеристики, включающие в себя давление, температуру, объем наряду с другими свойствами флюидов. Чтобы оценивать подземные пласты, окружающие буровую скважину, часто желательно определять характеристики флюидов, включающие в себя результат анализа состава, свойства флюидов и фазовое поведение. Спускаемые на каротажном кабеле приборы для испытания пластов раскрыты, например, в патентах США №№3780575 и 3859851, а примерами таких пластов являются испытатель пластов (RFT) и модульный динамический испытатель пластов (MDT) от Schlumberger.

Последние разработки в области скважинного отбора проб и анализа включают в себя способы изоляции и определения скважинных характеристик пластовых флюидов, в стволе скважины или буровой скважине. При этом модульный динамический испытатель пластов может включать в себя один или несколько модулей анализа флюидов, таких как анализатор состава флюидов (CFA) и анализатор подвижных флюидов (LFA) от Schlumberger, для анализа, например, скважинных флюидов, отбираемых прибором в то время, когда флюиды все еще находятся в скважине. В таких скважинных модулях отбора проб и анализа пластовые флюиды, пробы которых должны скважинно отбираться и анализироваться, протекают мимо модуля датчиков, связанного с модулем отбора проб и анализа. Такие скважинные модули отбора проб и анализа обычно также включают в себя датчики других типов для регистрации релевантных и важных данных, относящихся к геологическим пластам.

В типичных модулях датчиков описанного выше типа датчики являются неотъемлемой частью модуля, а скважинный прибор сконфигурирован или приспособлен для работы с фиксированной и конкретной конфигурацией датчиков. При этом в случае добавления или удаления элемента датчика требуются перекомпоновка и изменение конфигурации прибора, в том числе функциональных возможностей в части управления и связи, имеющих отношение к прибору. Увеличение размера набора датчиков означает, что общий размер датчиков будет возрастать вследствие предоставления места дополнительным элементам датчика. Точно так же для ремонта одного или нескольких элементов датчика приходится весь прибор отгружать или транспортировать для выполнения необходимой работы. В дополнение к этому полевое испытание новых конструкций датчиков выполняют путем создания нового прототипа прибора, включающего в себя новые датчики, что дополнительно затрудняет разработку и испытание новых датчиков.

Поскольку конструирование и усовершенствование новых датчиков прогрессируют, а возможности скважинного анализа возрастают, остается необходимость в гибкой и конфигурируемой архитектуре скважинного прибора, при которой обеспечивается легкое прикрепление и удаление датчиков. При этом благодаря доступности скважинных датчиков, которые являются дискретными элементами, имеющими независимые функциональные возможности управления и связи, должны исключаться некоторые из ограничений, которые существуют в типичных фиксированных архитектурах систем датчиков, предназначенных для скважинного анализа.

В соответствии с этим должно быть понятно, что существует необходимость в совершенствовании обычных скважинных систем датчиков, чтобы сделать системы более гибкими и приспосабливаемыми для скважинных применений. Заявитель настоящей заявки обнаружил, что существующие скважинные системы описанного выше типа можно совершенствовать путем реализации новой механической, электрической и программной инфраструктуры, которая способствует созданию дискретных модульных элементов датчика на основании архитектуры «подключи и работай».

Ограничения обычных систем, отмеченные выше, не предполагаются исчерпывающими, а находящимися среди многих, которые могут снижать эффективность уже известных скважинных систем. Однако изложенного выше должно быть достаточно для демонстрации, что скважинные системы датчиков, существовавшие в прошлом, целесообразно совершенствовать.

Краткое изложение раскрытия

На основании результатов рассмотрения уровня техники и других факторов, которые известны в области скважинных систем отбора проб и анализа, в настоящем раскрытии предложена усовершенствованная архитектура системы датчиков для способов и систем, предназначенных для определения скважинных характеристик геологических пластов. В частности, некоторыми вариантами осуществления настоящего раскрытия предоставляются способы и системы, в которых используется новая архитектура набора датчиков, обладающая функциональной возможностью «подключи и работай» и имеющая дискретные независимые элементы датчика с соответствующими функциональными возможностями связи и управления.

В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия скважинный прибор или модуль сконфигурирован или приспособлен для поддержания функциональной возможности датчиков «подключи и работай». При этом дискретные элементы датчика образованы имеющими стандартизованные источник питания, интерфейс связи и механический интерфейс; стандартизованный интерфейс с флюидами в трубопроводе скважинного прибора, то есть стандартизованные конфигурации трубопровода и герметизации, для анализа скважинного флюида; обладающими функциональной возможностью независимой связи, включая возможность передачи и приема команд/запросов контроллером; функциональной возможностью независимого управления и конфигурации, включая возможность установления связи между контроллером и датчиком (датчиками) и конфигурирования одного относительно другого с помощью соответствующей последовательности команд, в том числе изменения конфигурации контроллера и датчика (датчиков) для приспособления к использованию точно определенных элементов датчика. Элементы датчика конфигурируются или приспосабливаются для сопряжения со скважинным прибором, так что модификация аппаратного обеспечения не является необходимой, то есть физическая установка элементов датчика является стандартизованной.

В других вариантах осуществления настоящего раскрытия архитектура «подключи и работай», раскрытая в этой заявке, обеспечивает возможность использования однотипного датчика (датчиков) в приборах различных типов без модификации приборов, так что возможна однородная регистрация данных приборами различных систем.

В соответствии с одним аспектом настоящего раскрытия предложена скважинная установка для определения характеристик флюидов, сконфигурированная для скважинной работы, внутри буровой скважины. Установка включает в себя модуль анализа флюидов, имеющий группу датчиков, при этом каждый датчик из набора датчиков сконфигурирован или разработан для измерения конкретной характеристики окружающего пласта. Датчики размещены как дискретные элементы и связаны с трубопроводом модуля отбора проб флюидов и анализа. Каждый датчик в сочетании с управляющей системой и телеметрическими блоками обладает возможностью индивидуализированного и независимого управления и связи.

В некоторых аспектах настоящего раскрытия предложена скважинная система определения характеристик флюидов, сконфигурированная для работы в скважине, внутри буровой скважины. Система включает в себя модуль отбора проб флюидов и анализа, имеющий корпус; трубопровод в корпусе для флюидов, извлекаемых из пласта, для протекания их через скважинный модуль отбора проб флюидов и анализа, внутри буровой скважины, при этом трубка потока имеет первый конец для входа флюидов и второй конец для выхода флюидов из модуля отбора проб флюидов и анализа; группу датчиков, имеющую множество датчиков, размещенных в сообщении по флюиду с трубопроводом, для измерения выбранных параметров пласта; и управляющую систему, сконфигурированную или разработанную для избирательной и независимой работы каждого датчика из набора датчиков. Каждый датчик из набора датчиков включает в себя дискретный элемент датчика, сконфигурированный или разработанный для индивидуальной независимой связи и управления.

В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия каждый датчик из набора датчиков может иметь связанный с ним модуль электроники, который обеспечивает стандартизованную связность электроники с управляющей системой. В других осуществлениях в этой заявке одинаковый модуль электроники может быть связан с каждым датчиком из набора датчиков.

В других вариантах осуществления в этой заявке каждый датчик из набора датчиков размещен в соответствующем порту датчика так, что каждый датчик находится в сообщении по флюиду с трубкой потока. В некоторых аспектах каждый датчик из набора датчиков может быть доступен с наружной стороны кожуха. В других аспектах настоящего раскрытия каждый датчик из набора датчиков может быть взаимозаменяемым или заменяемым.

В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия каждый датчик из набора датчиков расположен внутри кожуха. В дальнейших осуществлениях каждый датчик из набора датчиков соединен с по меньшей мере одним другим датчиком из набора датчиков. В аспектах, раскрытых в этой заявке, модуль отбора проб флюидов и анализа включает в себя блок датчиков и множество портов датчика в блоке датчиков, сконфигурированных или разработанных для удержания множества датчиков из группы датчиков. В других аспектах, раскрытых в этой заявке, порты датчика и каждый датчик из набора датчиков могут иметь соответствующие стандартизованные формы, чтобы быть взаимозаменяемыми. В некоторых осуществлениях настоящего раскрытия каждый датчик из набора датчиков расположен на трубопроводе. Каждый датчик из набора датчиков может быть расположен внутри кожуха и может включать в себя секцию трубопровода и электрический соединитель. Множество датчиков можно располагать линейно так, чтобы секция трубопровода и электрический соединитель каждого датчика были соединены с соответствующей секцией трубопровода и электрическим соединителем по меньшей мере одного другого датчика из набора датчиков. Каждый датчик из набора датчиков может быть трубчатым по форме и множество датчиков может иметь одинаковый наружный диаметр.

В некоторых вариантах осуществления, раскрытых в этой заявке, управляющая система может быть сконфигурирована или разработана для связи с наземной системой, для управления и связи каждого датчика из набора датчиков. В дальнейших осуществлениях управляющая система может быть сконфигурирована или разработана для обеспечения наземной системы местоположением и наименованием каждого датчика из набора датчиков на основании, например, архитектуры «подключи и работай». Управляющая система может быть сконфигурирована или разработана для телеметрии данных наземной системой, для управления и конфигурирования каждого датчика из набора датчиков, и/или управляющая система может быть сконфигурирована или разработана для регистрации данных датчиков от каждого датчика из набора датчиков. В некоторых осуществлениях, раскрытых в этой заявке, управляющая система может включать в себя множество управляющих систем датчика, при этом каждая управляющая система датчика выполнена за одно целое с соответствующим датчиком из множества датчиков.

Предложен прибор для отбора проб и определения характеристик пластовых флюидов, расположенных под землей в нефтегазовом коллекторе. Прибор включает в себя модуль анализа флюидов, имеющий трубопровод для флюидов, извлекаемых из пласта, для протекания их через модуль анализа флюидов, при этом трубопровод имеет первый конец для входа флюидов и второй конец для выхода флюидов из модуля анализа флюидов; и набор датчиков, имеющий множество датчиков, размещенных в сообщении по флюиду с трубопроводом, для измерения выбранных параметров пласта, при этом каждый датчик из набора датчиков содержит дискретный элемент датчика, сконфигурированный или разработанный для индивидуальной и независимой связи и управления.

В других аспектах настоящего раскрытия предложена система, которая сконфигурирована для скважинной работы, в одной или нескольких буровых скважинах. Система включает в себя первый прибор, имеющий первое гнездо датчика для приема датчика, и второй прибор, имеющий второе гнездо датчика для приема датчика. Первое и второе гнезда датчиков имеют одинаковую конфигурацию, а первый и второй приборы являются приборами различных типов.

Предложен способ определения скважинных характеристик пластовых флюидов задействующий скважинный прибор. Способ включает в себя развертывание скважинного прибора для отбора проб и определения характеристик пластовых флюидов, скважинно расположенных в нефтяном коллекторе. Прибор включает в себя модуль анализа флюидов, имеющий трубопровод для флюидов, извлекаемых из пласта, для протекания их через модуль анализа флюидов, при этом трубопровод имеет первый конец для входа флюидов и второй конец для выхода флюидов из модуля анализа флюидов. Способ также включает в себя создание набора датчиков, имеющего множество датчиков в сообщении по флюиду с трубопроводом, для измерения выбранных параметров пласта; и конфигурирование управляющей системы для избирательной и независимой работы каждого датчика из набора датчиков, при этом каждый датчик из набора датчиков содержит дискретный элемент датчика, сконфигурированный или разработанный для индивидуальной и независимой связи и управления. В некоторых аспектах, раскрытых в этой заявке, способ может включать в себя ввод конфигурации прибора в модуль управления и связи; ввод конфигурации датчиков в модуль управления и связи; конфигурирование системы регистрации данных на основании конфигурации датчиков; инициирование связи прибора; проверку конфигураций прибора и датчиков; и начало регистрации данных на основании результата проверки конфигураций прибора и датчиков.

Дополнительные преимущества и новые признаки будут изложены в описании, которое следует ниже, или могут быть усвоены специалистами в данной области техники при чтении материалов этой заявки или применении на практике принципов, описанных в этой заявке. Некоторые из преимуществ, описанных в этой заявке, могут быть получены с помощью средств, перечисляемых в прилагаемой формуле изобретения.

Чертежи

Сопровождающими чертежами иллюстрируют некоторые варианты осуществления и они являются частью описания. Совместно с нижеследующим описанием чертежами демонстрируются и поясняются некоторые принципы настоящего изобретения. На чертежах:

фиг.1 - разрез, схематичное представление примера рабочих условий для способов и систем настоящего раскрытия;

фиг.2 - схематичное представление одной возможной конфигурации для скважинного прибора согласно настоящему раскрытию;

фиг.3 - изображает одну возможную конфигурацию, предназначенную для скважинного анализа пластовых флюидов согласно настоящему раскрытию;

фиг.4А и 4В - схематично иллюстрируют другие возможные варианты осуществлений модуля скважинного прибора согласно настоящему раскрытию;

фиг.5F-5D - изображают различные конфигурации интерфейсов для дискретных элементов датчика согласно настоящему раскрытию; и

фиг.6 - блок-схема одного возможного способа скважинного анализа флюидов с использованием дискретных элементов датчика согласно настоящему раскрытию.

Повсюду на чертежах идентичными позициями и условными обозначениями указаны подобные, но необязательно идентичные элементы. Несмотря на то, что допускаются различные модификации и альтернативные формы принципов, описываемых в этой заявке, конкретные варианты осуществления показаны для примера на чертежах и будут подробно описаны в этой заявке. Однако должно быть понятно, что изобретение не предполагается ограниченным конкретными раскрытыми формами. Точнее, изобретение включает в себя все модификации, эквиваленты и варианты, попадающие в объем прилагаемой формулы изобретения.

Подробное описание

Иллюстративные варианты осуществления и аспекты изобретения описываются ниже. Конечно, должно быть понятно, что при разработке любого такого актуального варианта осуществления должны быть получены многочисленные, специфические для реализации решения, предназначенные для достижения конкретных целей разработчика, такие как относящиеся к соблюдению ограничений, связанных с системой и с деловой активностью, которые изменяются от одной реализации к другой. Кроме того, должно быть понятно, что такая опытно-конструкторская разработка может быть сложной и требующей больших затрат времени, но тем не менее должна быть обычной процедурой, выполняемой специалистами в данной области техники, имеющими выгоду от этого раскрытия.

Упоминаемые на протяжении всего описания «один вариант осуществления», «вариант осуществления», «некоторые варианты осуществления», «один аспект», «аспект» или «некоторые аспекты» означают, что конкретный признак, структура, способ или характеристика, описываемые применительно к осуществлению или аспекту, включены в по меньшей мере один вариант осуществления настоящего изобретения. Поэтому появляющиеся в различных местах на всем протяжении описания фразы «в одном варианте осуществления», или «в варианте осуществления», или «некоторых вариантах осуществления» необязательно все относятся к одному и тому осуществлению. Кроме того, конкретные признаки, структуры, способы или характеристики могут сочетаться любым подходящим способом в одном или нескольких осуществлениях. Слова «включающий» и «имеющий» имеют то же самое значение, что и слово «содержащий».

Кроме того, аспекты изобретения включают в себя не все признаки одного раскрытого варианта осуществления. При этом в формуле изобретения, следующей после подробного описания и однозначно включенной в этой подробное описание, каждый пункт формулы изобретения представляет отдельное осуществление этого изобретения.

Раскрытие в этой заявке касается концепции различных способов, которые могут использоваться для упрощения и совершенствования скважинного анализа геологических пластов. В настоящем раскрытии предполагается применимость раскрываемых способов к измерительным системам, таким как датчики вязкости, датчики плотности, измерители расхода, датчики химических веществ, таких как H2S, CO2, CH4 и другие, флуоресцентные детекторы, системы для измерения газового фактора, спектральные датчики и другие аналогичные измерительные установки, которые обычно используются при мониторинге и определении характеристик подземных коллекторов.

Использованный на всем протяжении описания и в формуле изобретения термин «скважинный» обозначает подземные условия, в частности в стволе скважины. Термин «скважинный прибор» широко используется для обозначения любого прибора, применяемого в подземных условиях, в том числе, но без ограничения ими, каротажного прибора, прибора для построения изображений, акустического прибора, прибора постоянного мониторинга и комбинированного прибора.

Различные способы, раскрытые в этой заявке, можно использовать для упрощения и совершенствования регистрации и анализа данных в скважинных приборах и системах. При этом предложены скважинные приборы и системы, в которых использованы наборы измерительных устройств, которые сконфигурированы или разработаны для легкого прикрепления и отделения в скважинных приборах или модулях с датчиками, которые развернуты для измерения данных, относящихся к окружающей среде и параметрам скважинного прибора, внутри буровой скважины. Приборы и измерительные системы, раскрытые в этой заявке, могут эффективно измерять и сохранять характеристики, относящиеся к компонентам скважинных приборов, а также параметры пластов при повышенных температурах и давлениях. Химические вещества и химические свойства, представляющие интерес при разведке и разработке нефтяного месторождения, также могут определяться и результаты определения сохраняться измерительными системами, предусмотренными в настоящем раскрытии. Измерительные системы этой заявки могут быть включены в приборные системы, такие как спускаемые на кабеле каротажные приборы, приборы для измерения в процессе бурения и каротажа в процессе бурения, системы постоянного мониторинга, буровые долота, утяжеленные бурильные трубы, зонды, наряду с прочим. В контексте этого раскрытия при использовании любого одного термина из «каротажного кабеля», «каната», «скважинного троса» или «гибкой трубы», или «транспортировочного средства» подразумевается, что любое из упомянутых средств развертывания или любое другое подходящее эквивалентное средство можно использовать совместно с настоящим раскрытием без отступления от сущности и объема настоящего изобретения.

Некоторые аспекты настоящего раскрытия применимы при разведке и разработке нефтяного месторождения в таких областях, как отбор проб флюидов и анализ в скважине с использованием, например, одного или нескольких модулей отбора проб флюида и анализа из модульного динамического испытателя пластов (MDT) от Schlumberger.

Как уже упоминалось, измерительные системы из настоящего раскрытия сконфигурированы или разработаны для легкого прикрепления к существующей приборной колонне. При этом можно обратить внимание потребителя на то, что при необходимости добавления новых датчиков к приборной колонне, развернутой на промысле, новые датчики просто помещают в приборную колонну. Суммарные затраты на прибор и длину прибора можно уменьшить, поскольку при увеличении количества датчиков путем добавления новых датчиков дополнительные модули не требуются. В дополнение к этому экспериментальный образец или опытный образец датчика можно размещать для выполнения полевого испытания просто путем помещения нового датчика в приборную колонну, используя легкую процедуру закрепления и конфигурирования датчика. Такая возможность сокращает продолжительность разработки и снижает затраты на этапе от разработки до серийного производства новых измерительных систем.

В некоторых вариантах осуществления, раскрытых в этой заявке, каждый датчик из набора датчиков может иметь связанный с ним модуль электроники, который обеспечивает стандартизованную связность электроники с управляющей системой датчика. При этом путем использования одинакового стандартизованного модуля электроники для каждого датчика в наборе датчиков гибкость модульной системы датчиков максимально возрастает. При некоторых обстоятельствах может быть непрактично использовать одинаковый стандартизованный модуль датчика для применения во всех датчиках, например, в случае, когда различные устаревшие системы датчика используются в существующих скважинных измерительных системах. Кроме того, при непрерывно продолжающейся разработке датчиков может не обеспечиваться полная совместимость датчиков с электроникой модульной системы датчиков. Поэтому в ситуациях, когда не достигается совместимость с электроникой датчиков, согласно настоящему раскрытию предлагается использовать стандартизованный модуль электроники для каждого датчика из набора датчиков.

Заявитель отмечает, что имеются проблемы совместимости электроники различного вида, которые могут касаться стандартизованных модулей электроники из настоящего раскрытия. Например, проблемы совместимости возникают относительно напряжения, мощности, изоляции от грунта и т.д. в электронном блоке питания, относительно вида связи с прибором и управления прибором, относительно потребностей конкретного прибора, таких как режим потребления энергии прибором, сброс прибора, программирование прибора и т.д. Для разрешения таких проблем в настоящем раскрытии предложен модуль электроники отвечающего требованиям стандарта, который расположен в каждом датчике, так что различия между датчиками в наборе датчиков по возможности исключаются. Поскольку стандартный модуль электроники обеспечивает однородную связность для всех типов уже существующих датчиков, вновь разрабатываемые датчики и перспективные модульные датчики можно использовать в скважинных измерительных системах настоящего раскрытия без серьезных ограничений, вследствие чего обеспечиваются функциональная возможность «подключи и работай», описанная в этой заявке.

В настоящем раскрытии предполагается использование архитектуры «подключи и работай», раскрытой в этой заявке, для скважинных приборов и оборудования, которое используют для различных применений на нефтепромысле, таких как кабельный каротаж, мониторинг коллектора или каротаж дебита скважины, бурение и измерение, заканчивание скважины, помимо прочего. При этом в приборах различных типов, имеющих различные транспортировочные средства, можно легко использовать датчики одного и того же типа. В случае такой системы отсчет давления может быть сделан, например, датчиком давления, вставляемым в спускаемый на кабеле прибор, во время операции каротажа. В таком случае в прибор для мониторинга можно устанавливать датчики того же типа, поскольку приемники для датчиков в спускаемом на кабеле приборе и приборе для мониторинга являются одинаковыми. На следующем шаге один и тот же исправный датчик можно использовать в различных приборах путем простого изъятия его из одного прибора и вставления в другой. При наличии предложенной выше системы легко осуществлять корреляцию данных, принимаемых различными приборами, при этом будет облегчаться глобальная интерпретация коллектора, поскольку на скважинных системах приборов можно получать однотипные измерения с одинаковыми физическим смыслом, разрешением, точностью. Кроме того, такие данные можно интерпретировать, используя обычное программное обеспечение, для получения намного лучшей оценки коллектора как конечного продукта для клиентов.

Как подробно описывается в дальнейшем ниже, датчики с функцией «подключи и работай» из настоящего раскрытия можно использовать в системах транспортировки различных типов для получения измерений с использованием одинаковых датчиков или типов датчиков. При этом датчики, имеющие одинаковую конструкцию и одинаковые калибровочные характеристики, будут обеспечивать подобные данные для всех транспортировочных систем.

Согласно настоящему раскрытию также предполагается возможность применения раскрытых способов в системах постоянного мониторинга, в подводных трубопроводах или при заканчивании скважин, когда после развертывания носителя датчиков многочисленные датчики можно спускать или заменять или сохранять без излишнего простоя или сложных работ по изменению и реконфигурации прибора.

Теперь обратимся к чертежам, на которых одинаковыми позициями обозначены аналогичные детали, при этом на фиг.1 приведен разрез, схематично представляющий примерные рабочие условия настоящего раскрытия, где скважинный прибор 20 подвешен на конце кабеля 22 на месте расположения скважины, буровой скважины или ствола 12 скважины. На фиг.1 показана одна возможная ситуация, в соответствии с настоящим раскрытием также предполагаются другие рабочие условия. Обычно буровая скважина 12 содержит комбинацию флюидов, таких как вода, фильтрат бурового раствора, пластовые флюиды и т.д. Скважинный прибор 20 и кабель 22 обычно разделены и размещены на служебном автомобиле (непоказанном) на месте расположения скважины.

Являющуюся примером систему из фиг.1 можно задействовать для скважинного анализа и отбора проб пластовых флюидов. Скважинная система включает в себя скважинный прибор 20, который можно использовать при испытании подземных пластов и анализе состава флюидов из пласта, связанные с ним телеметрическую систему, управляющие устройства и электронику, а также наземную установку управления и связи (названную в целом на фиг.1 компьютерной системой). Одним примером такой системы является упомянутый выше модульный динамический испытатель пластов от Schlumberger.

Скважинный прибор 20 обычно подвешен в буровой скважине 12 на нижнем конце многожильного каротажного кабеля или кабеля 22, намотанного на лебедке (непоказанной). Каротажный кабель 22 обычно электрически соединен с наземной электрической управляющей системой, имеющей соответствующую электронику и обрабатывающие системы для скважинного прибора 20. Скважинный прибор 20 включает в себя удлиненный корпус 26, вмещающий различные электронные компоненты и модули, которые схематично представлены на фиг.1, предназначенные для обеспечения необходимых и желательных функциональных возможностей скважинного прибора 20. Избирательно выдвигаемый узел 28 впуска флюидов и избирательно выдвигаемый, закрепляющий прибор элемент 30 соответственно расположены на противоположных боковых поверхностях удлиненного корпуса 26. Узел 28 впуска флюидов в рабочем состоянии предназначен для избирательного уплотнения или изоляции выбранных участков стенки буровой скважины 12, чтобы осуществлять сообщение по давлению и флюиду с прилегающим подземным пластом. Узлом 28 впуска флюидов может быть единственный зондовый модуль 29 (показанный на фиг.1) и/или пакерный модуль 31 (также схематично представленный на фиг.1). Примеры скважинных приборов раскрыты в патентах США №№3780575, 3859851 и 4860581.

Один или несколько модулей 32 отбора проб флюидов и анализа предусмотрены в корпусе 26 прибора. Флюиды, получаемые из пласта и/или из буровой скважины, протекают по трубопроводу 33, через модуль или модули 32 анализа флюидов и затем могут выпускаться через отверстие модуля 38 откачки. Как вариант пластовые флюиды из трубопровода 33 могут направляться в одну или несколько камер 34 и 36 сбора флюидов, таких как пробоотборные камеры объемом 1, 2 3/4 или 6 галлонов (4,545; 12,498 или 27,27 л) и/или шесть модулей многократного отбора проб емкостью 450 см3, предназначенных для приема и удержания флюидов, получаемых из пласта, при транспортировке на поверхность.

Узлы впуска флюидов, один или несколько модулей анализа флюидов, линия тока и камеры сбора флюидов и другие рабочие элементы скважинного прибора 20 управляются электрической управляющей системой, такой как наземная электрическая управляющая система 24. Как описывается более подробно ниже, электрическая управляющая система 24 и другие управляющие системы, расположенные в корпусе 26 прибора, могут обладать, например, функциональной возможностью процессора для определения характеристик пластовых флюидов в приборе 20.

Система 14 в ее различных осуществлениях может включать в себя управляющий процессор 40, функционально связанный со скважинным прибором 20. Управляющий процессор 40 показан на фиг.1 как элемент управляющей системы 24. Способы, раскрытые в этой заявке, могут осуществляться с помощью компьютерной программы, которую выполняет процессор 40, расположенный, например, в управляющей системе 24. При работе программа находится на связи для приема данных, например, от модуля 32 отбора проб флюидов и анализа по каротажному кабелю 22 и для передачи управляющих сигналов на рабочие элементы скважинного прибора 20.

Компьютерная программа может сохраняться на подходящем, используемом компьютером носителе данных, связанном с процессором 40, или может сохраняться на внешнем, используемом компьютером носителе данных, и может быть связана электронным способом с процессором 40 для использования при необходимости. Носитель данных может быть выполнен как один или несколько из известных в настоящее время носителей данных, таких как магнитный диск, устанавливаемый в дисковод, или оптически считываемое постоянное запоминающее устройство на компакт-диске, или считываемое устройство любого другого вида, включая удаленное устройство хранения данных, связанное по коммутируемой линии связи, или перспективные носители данных, пригодные для целей и задач, описываемых в этой заявке.

В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия способы и установки, раскрытые в этой заявке, могут быть осуществлены в одном или нескольких модулях отбора проб флюидов и анализа прибора для испытания пластов от Schlumberger, модульного динамического испытателя пластов (MDT). При этом прибору для испытания пластов, такому как модульный динамический испытатель пластов, можно придавать расширенные функциональные возможности для определения скважинных характеристик пластовых флюидов и отбора проб пластовых флюидов. Прибор для испытания пластов можно использовать для отбора проб пластовых флюидов в сочетании с определением скважинных характеристик пластовых флюидов.

Настоящим раскрытием предоставляются способы и установки, имеющие многочисленные дискретные датчики для скважинного анализатора флюидов, показанного на фиг.1. Каждый датчик из группы датчиков сконфигурирован или приспособлен для независимого закрепления и удаления с использованием способов «подключи и работай» и обладает функциональными возможностями управления и связи, которые делают датчик индивидуально управляемым и конфигурируемым.

На фиг.2 показано одно осуществление конфигурации датчиков согласно настоящему раскрытию. На фиг.2 показана общая концепция настоящего раскрытия, в соответствии с которой индивидуальные датчики установлены непосредственно на трубопроводе и могут быть расположены внутри кожуха прибора (непоказанного) или могут быть доступны с наружной стороны кожуха прибора (обратите внимание на фиг.3). Как показано в примере осуществления из фиг.2, каждый датчик может быть индивидуально присоединен или прикреплен к трубопроводу и может быть сконфигурирован или разработан для поддержания связи с наземной установкой в индивидуальном порядке или через плату управления. Каждый датчик в наборе датчиков может обладать функциональной возможностью «подключи и работай», и его можно конфигурировать или приспосабливать с тем, чтобы он имел независимые элементы управления и связи. При этом в соответствии с принципами, раскрытыми в этой заявке, стандартизованная форма (формы) датчиков и/или стандартизованные гнезда или разъемы могут предусматриваться или могут не предусматриваться. Для получения значительной конструктивной гибкости компоновки датчиков без увеличения сложности прибора в варианте осуществления из фиг.2 можно предусматривать стандартный механический интерфейс между трубопроводом и блоком датчиков.

На фиг.3 показана одна возможная конфигурация прибора для испытания пластов, предназначенного для внутрискважинного отбора и проб флюидов и анализа. Модуль анализа флюидов включен в состав приборной колонны, показанной на фиг.1, и включает в себя группу датчиков, имеющую многочисленные датчики для анализа флюидов в скважине. В одной возможной конфигурации, показанной на фиг.3, один или несколько датчиков (например, датчики А-С на фиг.3) могут быть установлены в одном или нескольких портах датчиков (например, в портах 1-3 датчиков на фиг.3) в модуле анализа флюидов.

В настоящем раскрытии предусмотрен стандартизованный датчик, который можно устанавливать в любой один из многочисленных портов датчиков. Функциональная возможность «подключи и работай» датчиков обеспечивается наземной системой регистрации, которая способна распознавать конкретный датчик, который устанавливают в конкретный порт датчика, без чрезмерного изменения конфигурации или модификации существующей системы. При этом наземная система регистрации обладает способностью осуществлять связь с программным обеспечением обработки данных от датчиков, так что система в целом работает бесперебойно с высокой степенью надежности и безопасности.

В одном возможном варианте осуществления настоящего раскрытия конфигурация прибора может вводиться в наземную компьютерную систему (обратите внимание на фиг.1). Конфигурация прибора предоставляет наземной системе информацию о том, какие модули прибора включены в приборную колонну, и о компоновке модулей, например, компоновка приборной колонны (обратите внимание на фиг.1) вводится в наземную управляющую систему до спуска приборной колонны в скважину. Конфигурация датчиков анализатора флюидов также может вводиться в наземный компьютер, например, порядок и положения датчиков в модуле анализа флюидов (обратите внимание на фиг.3) вводятся в наземную управляющую систему. При этом в настоящем раскрытии предполагаются различные возможности, такие, при которых данные о конфигурации могут вводиться вручную оператором и/или могут предоставляться непосредственно со скважинных приборов при использовании соответствующей функциональной возможности «подключи и работай». В каждом случае наземный компьютер осуществляет связь с программным обеспечением для обработки данных, которое соответствует установленным датчикам. Такое программное обеспечение для обработки данных может быть сконфигурировано или разработано для обработки данных от скважинных приборов и датчиков. Электроника датчиков, связанная с каждым датчиком или модулем датчиков, сконфигурирована или разработана для представления данных с датчиков к наземной системе с использованием подходящей телеметрической системы передачи данных. Связь со скважинным прибором инициируется наземным компьютером для проверки, являются ли конфигурации прибора и датчиков правильными. После проверки и подтверждения правильности конфигураций скважинного прибора и датчиков наземный компьютер инициирует приобретение данных от скважинного прибора. Таким образом, обеспечивается удобство использования архитектуры «подключи и работай» между наземными системами приобретения данных и скважинными приборами, имеющими многочисленные датчики в группе датчиков.

В осуществлении из фиг.3 структура прибора обеспечивает поддержание трех слотов или гнезд датчиков (А, В, С) с функциональной возможностью «подключи и работай» в модульном блоке датчиков. Заметим, что количество датчиков и слотов датчиков не ограничено тремя и можно предусматривать любое желаемое количество. Конструкция и размер датчиков, а также слотов датчиков стандартизированы, так что индивидуальные датчики можно устанавливать на любое из мест для датчиков, которые предусмотрены в блоке датчиков. К датчикам и слотам датчиков из фиг.3 можно получать доступ непосредственно с наружной стороны кожуха прибора, и нет необходимости извлекать шасси с электроникой модуля из кожуха, чтобы устанавливать или удалять датчики.

На фиг.3 также показан дополнительный датчик D, имеющий конфигурацию, отличающуюся от конфигурации датчиков А-С. Датчик D установлен в порт датчика в блоке и не является непосредственно доступным с наружной стороны кожуха прибора. Однако датчик D с типовой электроникой и передаточным интерфейсом имеет небольшие габаритные размеры, в результате чего обеспечиваются дополнительные функциональные возможности для конфигурации датчика. В примере датчика D функциональная возможность «подключи и работай» поддерживается для электроники и/или частей программного обеспечения архитектуры датчиков, так что общая длина прибора может быть уменьшена при увеличении суммарного количества датчиков в модуле.

На фиг.4А и 4В показана архитектура группы датчиков, в которой многочисленные датчики расположены внутри кожуха прибора с образованием цепочки. Каждый датчик из набора охватывает отводную линию и часть электрического соединителя (обратите внимание на фиг.4), который осуществляет соединение соседних датчиков или модулей скважинной приборной колонны. В конфигурациях из фиг.4А и 4В датчики можно удалять или добавлять просто путем отделения или прикрепления частей соединителя. Подходящие механические соединители, такие как ножевые соединители, можно использовать для механического соединения и удержания соединяемых датчиков. Поэтому компоновка или перекомпоновка положений датчиков и замена другими датчиками легко осуществляется без чрезмерной непроизводительной потери времени и модификаций прибора. Кроме того, оболочка кожуха окружает соединенные датчики, так что обеспечиваются механическая устойчивость и защита модуля датчиков и людей вблизи прибора. Например, оболочка кожуха в осуществлениях, показанных на фиг.4А и 4В, обеспечивает безопасность операторов прибора от взрывного внутреннего давления в приборе.

На фиг.5А и 5В показаны архитектуры интерфейсов между платой управления и группой датчиков. Как описывалось выше, каждый датчик согласно настоящему раскрытию имеет общий интерфейс, электронику датчика и обладает функциональной возможностью обеспечения связи с датчиком. Плата управления поддерживает общий интерфейс, который обеспечивает связь с датчиками при управлении и регистрации данных. Например, общий интерфейс может быть любым одним из последовательного периферийного интерфейса (ППИ), контроллерной локальной сети (КЛС), последовательного интерфейса RS232, коммуникационных протоколов. Обвязка и соединители могут быть общими для всех датчиков. Поскольку формат коммуникационного протокола и данных один и тот же, для платы управления не требуются сведения относительно того, с каким портом соединен конкретный датчик. Плата управления посылает команду и/или запрос с наземного компьютера к каждому датчику в последовательности и последовательно регистрирует данные с присоединенных датчиков. Регистрируемые данные передаются на наземный компьютер с использованием телеметрической системы.

На фиг.5В показана еще одна архитектура интерфейса согласно настоящему раскрытию. Вследствие сложности электроники датчика вся электроника датчика не может быть установлена в корпусе датчика, и может быть предусмотрена дополнительная плата электроники датчика. В случае из фиг.5В картридж датчика включает в себя свободное пространство для дополнительной платы.

На фиг.5С показана еще одна архитектура интерфейса для группы датчиков согласно настоящему раскрытию. В варианте осуществления из фиг.5 каждый датчик в наборе датчиков непосредственно соединен с телеметрической линией для выполнения функций управления и связи. Конфигурацией, показанной на фиг.5С, обеспечивается дополнительная независимость и способность к изменению конфигурации каждого датчика в наборе, поскольку промежуточная электроника включена в корпус датчика и имеется непосредственное соединение с телеметрической линией.

На фиг.5D показана еще одна архитектура интерфейса для набора датчиков согласно настоящему раскрытию. В варианте осуществления из фиг.5D каждый датчик в наборе датчиков имеет модуль электроники, связанный с ним таким образом, что обеспечивается стандартизированная возможность связи с электроникой управляющей/телеметрической системы. Как уже рассматривалось выше, конфигурацией, показанной на фиг.5D, обеспечивается дополнительная гибкость каждого датчика в наборе, поскольку различные датчики могут использоваться с меньшим количеством проблем в части совместимости. При этом предполагается, что во всех датчиках могут использоваться одинаковые блоки электроники, вследствие чего упрощается общая архитектура скважинной измерительной системы.

На фиг.6 представлен один возможный способ скважинного анализа флюида с использованием систем настоящего раскрытия. Скважинный прибор размещают в буровой скважине для регистрации данных в скважине. Конфигурацию прибора вводят (этап 100) в управляющую систему и вводят (этап 102) конфигурацию датчиков, чтобы систему в целом сконфигурировать и подготовить (этап 104) к работе. После проверки (этап 106) конфигураций прибора и датчиков начинают (этап 108) регистрацию данных на скважинных датчиках.

В общем случае способы, раскрытые в этой заявке, могут быть реализованы программным обеспечением и/или аппаратным обеспечением. Например, их можно реализовать в ядре операционной системы, в отдельном пользовательском процессе, в пакете библиотечных программ, связанном с телеметрической системой и/или сетевыми приложениями, на специально выполненной машине или на сетевой интерфейсной плате. В одном варианте осуществления способы, раскрытые в этой заявке, могут быть реализованы программным обеспечением, таким как операционная система, или прикладной программой, выполняемой в соответствии с операционной системой.

Гибридная реализация программным/аппаратным обеспечением предложенных способов может быть осуществлена на программируемой машине общего назначения, избирательно активизируемой или реконфигурируемой компьютерной программой, сохраняемой в запоминающем устройстве. Такая программируемая машина может быть реализована на основе сетевой хост-машины общего назначения, такой как персональный компьютер или рабочая станция. Кроме того, способы, раскрытые в этой заявке, по меньшей мере частично можно реализовать на плате (например интерфейсной плате) для сетевого устройства или вычислительного устройства общего назначения.

Предшествующее описание представлено только для иллюстрации и описания изобретения и некоторых примеров из его реализации. Не предполагается исчерпание или ограничение изобретения какой-либо точной раскрытой формой. В свете изложенной выше идеи возможны многочисленные модификации и варианты. Аспекты этой заявки были выбраны и описаны для наилучшего пояснения принципов изобретения и его практических применений. Предшествующее описание предполагается предоставляющим другим специалистам в данной области техники возможность наилучшего использования изобретения в различных осуществлениях и аспектах и с различными модификациями, пригодными для конкретного предполагаемого использования. Предполагается, что объем изобретения определяется нижеследующей формулой изобретения.

1. Скважинная система, сконфигурированная для скважинной работы, внутри буровой скважины, содержащая:
модуль отбора проб и анализа, при этом модуль отбора проб и анализа содержит:
кожух;
трубопровод в кожухе для флюидов, извлекаемых из пласта, для протекания их через скважинный модуль отбора проб и анализа, внутри буровой скважины, при этом трубопровод имеет первый конец для входа флюидов и второй конец для выхода флюидов из модуля отбора проб и анализа;
набор датчиков, имеющий множество датчиков, размещенных в сообщении по флюиду с трубопроводом, для измерения выбранных параметров пласта; и
управляющую систему, сконфигурированную или разработанную для избирательной и независимой работы каждого датчика из набора датчиков, при этом
каждый датчик из набора датчиков содержит дискретный элемент датчика, сконфигурированный или разработанный для индивидуальной и независимой связи и управления.

2. Скважинная система по п.1, в которой каждый датчик из набора датчиков размещен в соответствующем порту датчика так, что каждый датчик находится во флюидном сообщении с трубопроводом.

3. Скважинная система по п.2, в которой каждый датчик из набора датчиков является доступным с наружной стороны кожуха.

4. Скважинная система по п.1, в которой каждый датчик из набора датчиков является взаимозаменяемым и заменяемым.

5. Скважинная система по п.1, в которой каждый датчик из набора датчиков расположен внутри кожуха.

6. Скважинная система по п.1, в которой каждый датчик из набора датчиков соединен с по меньшей мере одним другим датчиком из набора датчиков.

7. Скважинная система по п.1, в которой модуль отбора проб флюидов и анализа содержит блок датчиков и множество портов датчиков в блоке датчиков, сконфигурированных или приспособленных для удержания множества датчиков из набора датчиков.

8. Скважинная система по п.7, в которой порты датчиков и каждый датчик из набора датчиков имеют стандартизованные формы для взаимозаменяемости.

9. Скважинная система по п.1, в которой каждый датчик из набора датчиков расположен на трубопроводе.

10. Скважинная система по п.1, в которой каждый датчик из набора датчиков расположен внутри кожуха и включает в себя секцию трубопровода и электрического соединителя, при этом
множество датчиков размещено линейно так, что секция трубопровода и электрического соединителя каждого датчика соединена с соответствующей секцией трубопровода и электрического соединителя по меньшей мере одного другого датчика из набора датчиков.

11. Скважинная система по п.10, в которой каждый датчик из набора датчиков является трубчатым по форме и множество датчиков имеет один и тот же наружный диаметр.

12. Скважинная система по п.1, в которой управляющая система сконфигурирована или разработана для связи с наземной системой, для управления и связи каждого датчика из набора датчиков.

13. Скважинная система по п.12, в которой управляющая система сконфигурирована или разработана для обеспечения наземной системы местоположением и наименованием каждого датчика из набора датчиков.

14. Скважинная система по п.13, в которой управляющая система автоматически обеспечивает наземную систему местоположением и идентификационной информацией каждого датчика из набора датчиков на основании архитектуры «подключи и работай».

15. Скважинная система по п.12, в которой управляющая система сконфигурирована или разработана для телеметрии данных наземной системой, для управления и разработки каждого датчика из группы датчиков.

16. Скважинная система по п.12, в которой управляющая система сконфигурирована или разработана для приобретения данных датчиков от каждого датчика из набора датчиков.

17. Скважинная система по п.12, в которой управляющая система содержит множество управляющих систем датчика, при этом каждая управляющая система датчика выполнена за одно целое с соответствующим датчиком из множества датчиков.

18. Прибор, сконфигурированный для скважинного расположения для отбора проб и определения характеристик пластовых флюидов, скважинно расположенных в нефтяном коллекторе, содержащий:
модуль анализа флюидов, при этом модуль анализа флюидов содержит:
трубопровод для флюидов, извлекаемых из пласта, для протекания через модуль анализа флюидов, при этом трубопровод имеет первый конец для входа флюидов и второй конец для выхода флюидов из блока анализа флюидов; и
набор датчиков, имеющий множество датчиков, размещенных в сообщении по флюиду с трубопроводом, для измерения выбранных параметров пласта,
каждый датчик из набора датчиков содержит дискретный элемент датчика, сконфигурированный или разработанный для индивидуальной и независимой связи и управления.

19. Скважинная система определения характеристик флюидов, сконфигурированная для скважинной работы, внутри буровой скважины, содержащая:
модуль отбора проб флюидов и анализа, при этом модуль отбора проб флюидов и анализа содержит:
кожух;
трубопровод в кожухе для флюидов, извлекаемых из пласта, для протекания их через скважинный модуль отбора проб флюидов и анализа, внутри буровой скважины, при этом трубопровод имеет первый конец для входа флюидов и второй конец для выхода флюидов из модуля отбора проб флюидов и анализа;
набор датчиков, имеющий множество датчиков, размещенных в сообщении по флюиду с трубопроводом, для измерения выбранных параметров пласта; и
управляющую систему, сконфигурированную или разработанную для избирательной и независимой работы каждого датчика из набора датчиков, при этом
каждый датчик из набора датчиков имеет связанный с ним модуль электроники, который обеспечивает стандартизованную соединяемость электроники с управляющей системой.

20. Скважинная система определения характеристик флюидов по п.19, в которой одинаковый модуль электроники связан с каждым датчиком из набора датчиков.

21. Система, сконфигурированная для скважинной работы, в одной или нескольких буровых скважинах, содержащая:
первый прибор, содержащий первое гнездо датчика для приема первого датчика; и
второй прибор, содержащий второе гнездо датчика для приема второго датчика, при этом первое и второе гнезда датчиков имеют одинаковую конфигурацию, а первый и второй приборы представляют собой приборы различных типов.

22. Система по п.21, в которой гнезда и датчики сконфигурированы для получения функциональной возможности «подключи и работай».

23. Система по п.21, в которой первый и второй приборы развертываются при различных транспортировках приборов.

24. Система по п.21, в которой первый и второй датчики являются одинаковыми датчиками.

25. Способ определения скважинных характеристик пластовых флюидов, задействующий скважинный прибор, содержащий этапы, на которых:
развертывают скважинный прибор для отбора проб и определения характеристик пластовых флюидов, расположенных в скважине в нефтяном коллекторе, при этом прибор содержит:
модуль анализа флюидов, при этом модуль анализа флюидов содержит:
трубопровод для флюидов, извлекаемых из пласта, для протекания их через модуль анализа флюидов, при этом трубопровод имеет первый конец для входа флюидов и второй конец для выхода флюидов из модуля анализа флюидов;
создают набор датчиков, имеющий множество датчиков в сообщении по флюиду с трубопроводом, для измерения выбранных параметров пласта; и
конфигурируют управляющую систему для избирательной и независимой работы каждого датчика из набора датчиков, в которой
каждый датчик из набора датчиков содержит дискретный элемент датчика, сконфигурированный или разработанный для индивидуальной и независимой связи и управления.

26. Способ определения характеристик пластовых флюидов в скважине по п.25, содержащий:
ввод конфигурации прибора в модуль управления и связи;
ввод конфигурации датчиков в модуль управления и связи;
конфигурирование системы приобретения данных на основании конфигурации датчиков;
инициирование связи прибора;
проверку конфигураций прибора и датчиков; и
начало приобретения данных на основании результата проверки конфигураций прибора и датчиков.



 

Похожие патенты:
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.

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.

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. .

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.

Изобретение относится к отбору образцов пластовых флюидов. Техническим результатом является снижение загрязненности флюидов при вводе в скважинный инструмент и/или прохождении через скважинный инструмент. Способ получения пробы флюида в положении внутри ствола буровой скважины, проходящей в подземном пласте, в котором размещают инструмент для отбора проб, снабженный пакером, в стволе буровой скважины на средстве транспортировки, обеспечивают расширение пакера с образованием зоны отбора пробы между верхним ограничительным интервалом и нижним ограничительным интервалом, извлекают флюид из верхнего и нижнего ограничительных интервалов, и извлекают флюид из зоны отбора пробы. Причем по меньшей мере два из верхнего ограничительного интервала, нижнего ограничительного интервала и зоны отбора пробы имеют жидкостную изоляцию друг от друга посредством одной или более секций пакера. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области экологии и может быть использовано для отбора проб воздуха из грунта в местах подземных переходов магистральных газопроводов под водными и иными преградами, в местах расположения подземных газовых хранилищ, емкостей и т.д. Техническим результатом является создание простой универсальной конструкции наблюдательный геоэкологической скважины. Предложена конструкция наблюдательной геоэкологической скважины для отбора проб воздуха, включающая перфорированную обсадную колонну с фланцем. При этом перфорированная обсадная колонна с фланцем обернута геотканью и имеет перфорированную трубку малого сечения. Кроме того, конструкция скважины содержит герметичную крышку с установленным на ней шаровым краном, проходное сечение которого соответствует диаметру мерного хоботка пробоотборника. 2 ил.
Наверх