RU2244123C2

RU2244123C2 - Device and method for controlling pressure of well fluid sample

Info

Publication number: RU2244123C2
Application number: RU2002125501/03A
Authority: RU
Inventors: Пол Эндрю РЕЙНХАРДТ (US); Пол Эндрю РЕЙНХАРДТ
Original assignee: Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date: 2000-02-25
Filing date: 2000-08-25
Publication date: 2005-01-10
Also published as: WO2001063093A1; RU2002125501A; EP1257730A1; CA2401375A1; DE60041005D1; EP1257730B1; CA2401375C

Abstract

FIELD: oil and gas extractive industry.

SUBSTANCE: method includes picking a sample of bed fluid under pressure by means of pump. Sample of fluid is then compressed by moveable piston, actuated by hydrostatic pressure in well through valve. Compressed sample of bed fluid is contained under high pressure inside the chamber with fixed volume for delivery to well surface. Moveable piston is in form of inner and outer bushings, moveable relatively to each other. At the same time several tanks for picking samples from several areas may be lowered into well with minimal time delays. Tanks may be emptied on well surface by evacuation pressure, to constantly provide for keeping of pressure of fluid sample above previously selected pressure.

EFFECT: higher reliability.

6 cl, 14 dwg

Description

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

Данное изобретение касается технологии бурения земли и отбора проб пластовых флюидов из ствола скважины. Конкретнее, изобретение касается способов и устройств для отбора проб пластовых флюидов из глубокой скважины и сохранения in situ состава пробы (т.е. соответствующего пластовым условиям) после подъема на поверхность.This invention relates to a technology for drilling the earth and sampling formation fluids from a wellbore. More specifically, the invention relates to methods and devices for sampling formation fluids from a deep well and maintaining the in situ composition of the sample (i.e., corresponding to reservoir conditions) after rising to the surface.

Уровень техникиState of the art

Пластовые флюиды в скважинах добычи углеводородных продуктов обычно представляют собой смесь нефти, газа и воды. Давление, температура и объем пластовых флюидов определяют фазовое соотношение этих составляющих. В глубинных формациях высокие давления скважинного флюида в скважине часто приводят к растворению газа в нефти при давлении выше давления насыщения. После понижения давления смешанные или растворенные смеси газов отделяются от жидкой фазы пробы. Точное измерение давления, температуры и состава пластового флюида конкретной скважины представляет коммерческий интерес с точки зрения возможной добычи жидкостей из скважины. Эти данные также предоставляют информацию, позволяющую достичь максимальной выработки и продуктивности конкретного углеводородного месторождения.Formation fluids in hydrocarbon production wells are typically a mixture of oil, gas and water. Pressure, temperature and volume of formation fluids determine the phase ratio of these components. In deep formations, high well fluid pressures in the well often result in gas dissolving in oil at pressures above saturation pressure. After lowering the pressure, the mixed or dissolved gas mixtures are separated from the liquid phase of the sample. Accurate measurement of pressure, temperature, and composition of the formation fluid of a particular well is of commercial interest in terms of possible production of fluids from the well. These data also provide information to maximize the production and productivity of a particular hydrocarbon field.

Некоторые способы и устройства позволяют производить анализ скважинных флюидов непосредственно в глубине скважины. Патент США №5361839, выданный Гриффиту и др. (1993), предлагает преобразователь для генерирования выходных характеристик пробы флюида в глубине скважины. Патент США №5329811, выданный Шульцу и др. (1994), предлагает устройство и способ для определения (оценки) давления и объема образца скважинного флюида в глубине скважины.Some methods and devices allow the analysis of downhole fluids directly in the depth of the well. US Patent No. 5,363,839, issued to Griffith et al. (1993), provides a transducer for generating output characteristics of a fluid sample in the depth of the well. US Patent No. 5,329,811, issued to Schultz et al. (1994), provides a device and method for determining (evaluating) the pressure and volume of a sample of well fluid in the depth of the well.

Другие способы и устройства обеспечивают подъем пробы скважинного флюида из скважины на поверхность для последующего исследования. Патент США №4583595, выданный Женихову и др. (1986), предлагает поршневой механизм для отбора проб скважинного флюида. Патент США №4721157, выданный Берзину (1988), предлагает подвижную клапанную втулку для отбора проб скважинного флюида в камеру. Патент США №4766955, выданный Петерману (1988), предлагает поршень с распределительным клапаном для отбора проб скважинного флюида, а патент США №4903765, выданный Зункелю (1990), предлагает пробоотборник скважинного флюида с временной задержкой. Патент США №5009100, выданный Грубберу и др. (1991), предлагает тросовый пробоотборник для отбора проб скважинного флюида с заданной глубины ствола скважины; патент США №5240072, выданный Шульцу и др. (1993), предлагает кольцевой пробоотборник, чувствительный к давлению, для множественного отбора проб скважинного флюида через различные интервалы времени и глубины; патент США №5322120, выданный Би и др. (1994), предлагает гидравлическую систему, приводимую в действие электричеством, для множественного отбора проб скважинного флюида в глубине скважины.Other methods and devices provide for raising a sample of well fluid from the well to the surface for subsequent investigation. US patent No. 4583595, issued to Zhenikhov and others (1986), offers a piston mechanism for sampling well fluid. US patent No. 4721157, issued to Berzin (1988), offers a movable valve sleeve for sampling well fluid into the chamber. US Patent No. 4,766,955, issued to Peterman (1988), provides a piston with a control valve for sampling well fluid, and US Pat. No. 4,903,765, issued to Zunkel (1990), provides a time-delayed well fluid sampler. US patent No. 5009100, issued to Grubber and others (1991), offers a cable sampler for sampling well fluid from a given depth of the wellbore; US patent No. 5240072, issued to Schultz et al. (1993), provides a pressure sensitive ring sampler for multiple sampling of wellbore fluid at various time and depth intervals; US Patent No. 5,321,220, issued to Bee et al. (1994), provides an electrically driven hydraulic system for multiple sampling of wellbore fluid in the depths of a well.

Температура в нижней части ствола глубоких скважин часто превышает 300 градусов F (~150°С). Когда горячая проба пластового флюида доставляется к поверхности, где температура составляет 70 градусов F (21°С), возникшее в результате этого падение температуры приводит к сжатию пробы пластового флюида. Если объем при этом не меняется, такое сжатие существенно понижает давление пробы. Падение давления изменяет in situ параметры флюида, соответствующие пластовым условиям, и может привести к фазовому разделению между жидкостями и газами, растворенньми в пробе пластового флюида. Фазовое разделение значительно изменяет характеристики пластового флюида и снижает возможность оценки фактических свойств пластового флюида.The temperature at the bottom of a deep wellbore often exceeds 300 degrees F (~ 150 ° C). When a hot formation fluid sample is delivered to a surface where the temperature is 70 degrees F (21 ° C), the resulting temperature drop results in compression of the formation fluid sample. If the volume does not change, this compression significantly reduces the pressure of the sample. The pressure drop changes in situ fluid parameters corresponding to reservoir conditions, and can lead to phase separation between liquids and gases dissolved in the reservoir fluid sample. Phase separation significantly changes the characteristics of the reservoir fluid and reduces the ability to evaluate the actual properties of the reservoir fluid.

Для преодоления этих ограничений были разработаны различные способы и устройства, позволяющие сохранить неизменным давление пробы пластового флюида. Патент США №5337822, выданный Масси и др. (1994), предлагает сжатие пробы пластового флюида с помощью гидравлического поршня, приводимого в действие сжатым газом высокого давления. Точно так же патент США №5662166, выданный Шаммаи (1997), предлагает использование сжатого газа для сжатия пробы пластового флюида. Патенты США №№5303775 (1994) и 5377755 (1995), выданные Мичайлсу и др., предлагают реверсивный поршневой насос для подъема давления в пробе пластового флюида выше давления насыщения таким образом, чтобы последующее охлаждение не понизило давление флюида ниже давления насыщения.To overcome these limitations, various methods and devices have been developed to keep the pressure of the formation fluid sample constant. U.S. Patent No. 5,337,822, issued to Massey et al. (1994), proposes compressing a formation fluid sample using a hydraulic piston driven by high pressure compressed gas. Similarly, U.S. Patent No. 5,662,166 to Shammai (1997) suggests the use of compressed gas to compress a formation fluid sample. U.S. Patent Nos. 5,303,775 (1994) and 5,377,755 (1995), issued to Michiles et al., Provide a reversible piston pump for raising the pressure in a formation fluid sample above saturation pressure so that subsequent cooling does not lower the fluid pressure below saturation pressure.

Существующие способы и устройства для поддержания пластового давления в пробе ограничены многими факторами. Предварительно напряженные или компрессионные пружины не подходят, так как необходимые усилия сжатия требуют применения исключительно больших пружин. Сдвиговые (режущие) механизмы негибкие и не позволяют просто проводить множественный отбор проб из различных мест ствола скважины. Газовые заряды могут быть причиной внезапной (взрывной) разгерметизации уплотнений и загрязнения пробы. Газовые системы создания предварительного давления требуют сложных систем, включая резервуары, клапаны и регуляторы, которые являются дорогими, занимают много места в стесненном пространстве скважины и требуют обслуживания и ремонта. Электрические или гидравлические насосы требуют управления с поверхности и имеют другие подобные ограничения.Existing methods and devices for maintaining reservoir pressure in a sample are limited by many factors. Prestressed or compression springs are not suitable, since the necessary compression forces require the use of extremely large springs. Shear (cutting) mechanisms are inflexible and do not allow simple multiple sampling from various places in the wellbore. Gas charges can cause sudden (explosive) depressurization of seals and contamination of the sample. Gas pre-pressure systems require complex systems, including tanks, valves and regulators, which are expensive, take up a lot of space in the cramped space of a well, and require maintenance and repair. Electric or hydraulic pumps require surface control and have other similar limitations.

Таким образом, имеется потребность в улучшенной системе, способной компенсировать потерю гидростатического давления в скважине настолько, чтобы проба пластового флюида могла быть поднята на поверхность скважины при давлении в ней, максимально близком к пластовому. Система должна быть надежна и способна отбирать пробы из различных мест ствола скважин.Thus, there is a need for an improved system that can compensate for the loss of hydrostatic pressure in the well so that the formation fluid sample can be raised to the surface of the well at a pressure as close to the formation as possible. The system must be reliable and capable of sampling from various locations in the wellbore.

Краткое изложение сущности изобретенияSummary of the invention

Данное изобретение предлагает устройство и способ для контроля давления в сжатой пробе скважинного флюида, взятой из глубины ствола скважины в земле. Устройство включает в себя корпус, имеющий полую внутреннюю часть. Во внутренней части корпуса находится составной поршень, ограничивающий камеру для пробы флюида, причем поршень может перемещаться в пределах внутренней части корпуса для выборочного изменения объема камеры для пробы флюида. Составной поршень состоит из внешней втулки и внутренней втулки, подвижной относительно внешней втулки. Однако перемещение внутренней втулки относительно внешней является однонаправленным. Внешний насос извлекает пластовой флюид и подает под давлением в камеру для пробы флюида. Открытый позиционный клапан позволяет сжатому скважинному флюиду перемещать вышеназванный поршень для сжатия пробы флюида в камере для пробы флюида так, чтобы проба флюида оставалась сжатой, когда она поднята к поверхности скважины.The present invention provides a device and method for monitoring pressure in a compressed sample of a wellbore fluid taken from the depth of a wellbore in the ground. The device includes a housing having a hollow interior. In the interior of the housing there is a composite piston defining the fluid sample chamber, the piston being able to move within the interior of the housing to selectively change the volume of the fluid sample chamber. The composite piston consists of an external sleeve and an internal sleeve movable relative to the external sleeve. However, the movement of the inner sleeve relative to the outer is unidirectional. An external pump extracts the formation fluid and pressurizes the fluid sample chamber. An open position valve allows the compressed well fluid to move the above piston to compress the fluid sample in the fluid sample chamber so that the fluid sample remains compressed when it is raised to the surface of the well.

Способ изобретения осуществляется на практике опусканием корпуса в ствол скважины. Составной поршень перемещается в камере для пробы пластовым флюидом, поданным внешним насосом. После заполнения камеры клапан открывается для того, чтобы ввести скважинный флюид при гидростатическом давлении ствола скважины с воздействием на поршень для того, чтобы переместить указанный поршень для сжатия пробы скважинного флюида внутри камеры для отбора проб флюида. За счет того что площади поршня разные, усилие на внутренней втулке составного поршня неуравновешенно, тем самым обеспечивая сжатие пробы флюида за счет уменьшения объема. Уменьшенный объем фиксируется механическим фиксатором положения составного поршня относительно камеры для проб.The method of the invention is practiced by lowering the body into the wellbore. The composite piston moves in the sample chamber with formation fluid supplied by an external pump. After filling the chamber, the valve opens in order to introduce the borehole fluid at hydrostatic pressure of the borehole with the action of the piston in order to move the specified piston to compress the sample of the borehole fluid inside the chamber for sampling fluid. Due to the fact that the piston areas are different, the force on the inner sleeve of the composite piston is unbalanced, thereby providing compression of the fluid sample by reducing the volume. The reduced volume is fixed by mechanical locking of the position of the composite piston relative to the sample chamber.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

Преимущества и дальнейшие аспекты изобретения будут без труда оценены любым, имеющим обычные навыки в данной области техники, так как они становятся более понятными из нижеследующего подробного описания, рассматриваемого совместно с сопутствующими чертежами, среди которых;Advantages and further aspects of the invention will be readily appreciated by anyone having ordinary skills in the art, as they will become more apparent from the following detailed description, taken in conjunction with the accompanying drawings, among which;

фиг.1 - это схема сечения земли, иллюстрирующая окружение, в котором работает изобретение;figure 1 is a cross-sectional diagram of the earth illustrating the environment in which the invention operates;

фиг.2 - это схема изобретения в рабочей сборке с совместно действующими вспомогательными устройствами;figure 2 is a diagram of the invention in a working assembly with jointly operating auxiliary devices;

фиг.3 - это схема описываемой системы извлечения и подачи пластового флюида;figure 3 is a diagram of the described system for the extraction and supply of reservoir fluid;

фиг.4 - это изометрическая проекция магазина емкостей для проб;figure 4 is an isometric view of the store containers for samples;

фиг.5 - это изометрическая проекция данного изобретения;5 is an isometric view of the present invention;

фиг.6 - это осевой разрез изобретения в изометрической проекции;6 is an axial section of the invention in isometric projection;

фиг.7 - это детальный разрез изобретения по месту (концу) входа пробы;7 is a detailed section of the invention at the place (end) of the entrance of the sample;

фиг.8 - это детальный разрез сборки согласно изобретению по участку с камерой для проб;Fig. 8 is a detailed sectional view of an assembly according to the invention in a region with a sample chamber;

фиг.9 - это детальный разрез конца составного поршня по месту входа гидростатического давления из ствола скважины;Fig.9 is a detailed section of the end of the composite piston at the inlet of the hydrostatic pressure from the wellbore;

фиг.10 - это осевой разрез изобретения в изометрической проекции в ходе получения пробы пластового флюида;figure 10 is an axial section of the invention in isometric projection in the process of obtaining a sample of reservoir fluid;

фиг.11 - это детальный разрез составного поршня, находящегося в положении, обеспечивающем вход скважинного флюида;11 is a detailed sectional view of a composite piston located in a position providing entry of a borehole fluid;

фиг.12 - это детальный разрез относительного осевого смещения элементов составного поршня;Fig is a detailed section of the relative axial displacement of the elements of the composite piston;

фиг.13 - это осевой разрез изобретения в ходе извлечения пробы; иFig is an axial section of the invention during the extraction of the sample; and

фиг.14 - это осевой разрез изобретения в ортогональной проекции.Fig is an axial section of the invention in orthogonal projection.

Описание предпочтительных вариантов реализации изобретенияDescription of preferred embodiments of the invention

На фиг.1 схематично представлено поперечное сечение земли 10 вдоль ствола скважины 11. Обычно скважина, по меньшей мере частично, заполнена смесью жидкостей, включающей в себя воду, буровой раствор и пластовые флюиды, которые являются природными для формаций земли, через которые проходит скважина. В дальнейшем эти смеси жидкостей будут называться “скважинные флюиды”. Термин “пластовой флюид” в дальнейшем будет применяться для обозначения определенного пластового флюида, исключающего любые существенные смеси или загрязнения жидкостями, изначально (в природе) не присутствующими в определенной формации.1 schematically shows a cross-section of the earth 10 along the wellbore 11. Typically, the well is at least partially filled with a mixture of fluids, including water, drilling fluid and formation fluids that are natural to the earth formations through which the well passes. Subsequently, these fluid mixtures will be called “wellbore fluids”. The term “reservoir fluid” will be used hereinafter to mean a specific reservoir fluid, excluding any significant mixtures or contamination with fluids that are not originally (in nature) present in a particular formation.

Внутри скважины 11 на нижнем конце кабеля 12 подвешено устройство 20 для сбора проб пластового флюида. Трос 12 обычно пропускают через шкив 13, установленный на деррике 14. Разматывание и сматывание троса осуществляют с помощью лебедки, установленной, например, на обслуживающий грузовой автомобиль 15.Inside the well 11, at the lower end of the cable 12, a device 20 for collecting formation fluid samples is suspended. The cable 12 is usually passed through a pulley 13 mounted on the derrick 14. Unwinding and winding the cable is carried out using a winch mounted, for example, on a serving truck 15.

В соответствии с данным изобретением, предпочтительный вариант конструкции устройства 20 для сбора проб схематично изображен на фиг.2. Предпочтительно, когда такое устройство для сбора проб является последовательной сборкой из нескольких секций устройства, соединенных впритык друг к другу при помощи винтовых втулок уплотняющих единиц 23. Сборка секций устройства согласно данному изобретению может включать в себя блок 21 подачи гидравлической энергии и экстрактор 22 пластового флюида. Ниже экстрактора 22 размещается блок 24 мотора/насоса с большим рабочим объемом для продувки линии. Ниже насоса с большим рабочим объемом расположен блок 25 аналогичного мотора/насоса с меньшим рабочим объемом, который точно (количественно) контролируется, как более подробно описано относительно фиг.3. Обычно одну или большее количество секций 26 в виде магазина резервуаров присоединяют ниже насоса с меньшим рабочим объемом. Каждая секция 26 в виде магазина может иметь три или более резервуара 30 для пробы флюида.In accordance with this invention, a preferred embodiment of the device 20 for collecting samples is schematically depicted in figure 2. Preferably, when such a device for collecting samples is a sequential assembly of several sections of the device connected end to end by means of screw bushings of the sealing units 23. The assembly of sections of the device according to this invention may include a hydraulic energy supply unit 21 and a formation fluid extractor 22. Below the extractor 22 is a motor / pump unit 24 with a large displacement for purging the line. Below the pump with a large displacement, there is a block 25 of a similar motor / pump with a lower displacement, which is precisely (quantitatively) controlled, as described in more detail with respect to FIG. Typically, one or more sections 26 in the form of a tank magazine is attached below the pump with a smaller displacement. Each magazine section 26 may have three or more fluid sample reservoirs 30.

Экстрактор 22 пластового флюида включает в себя выдвижной всасывающий зонд 27, напротив которого расположены упоры 28 в стенку скважины. И всасывающий зонд 27, и расположенные напротив него упоры 28 выдвигаются с помощью гидравлики для надежного закрепления на стенках скважины. Конструкция и подробности работы устройства 22 извлечения флюида более подробно описаны в патенте США №5303775, описание которого включено сюда в качестве ссылки.The reservoir fluid extractor 22 includes a retractable suction probe 27, opposite which there are stops 28 in the borehole wall. Both the suction probe 27 and the stops 28 located opposite it are extended hydraulically to securely fasten to the walls of the well. The design and operation details of the fluid extraction device 22 are described in more detail in US Pat. No. 5,303,775, the disclosure of which is incorporated herein by reference.

Действие устройства обеспечивается электричеством, подаваемым от обслуживающего грузового автомобиля 15 по кабелю 12 к блоку 21 подачи гидравлической энергии. Как видно из фиг.3, в состав блока 21 подачи гидравлической энергии входит мотор 32 переменного тока, приводящий в действие гидравлический поршневой насос 34. Гидравлический поршневой насос создает давление в замкнутой гидравлической системе 36. Гидравлическая система управляется приводимым в действие с помощью соленоида четырехходовым клапаном 47, например, для привода моторной части 42 интегрированного блока 25 поршневого насоса/мотора. Насосная часть 44 блока 25 насоса/мотора контролируется датчиком 46 положения штока, например, для контроля подаваемого насосом объема. Пластовой флюид, втянутый через всасывающий зонд 27, направляется клапаном 48, управляемым соленоидом, попеременно в разные камеры насоса 44 и далее к распределителю 49 резервуаров. Таким путем объемы проб выбранного пластового флюида извлекаются непосредственно из нужного места формаций и доставляются к назначенным камерам проб среди нескольких устройств 30 с резервуарами для проб.The operation of the device is provided by electricity supplied from the utility truck 15 via cable 12 to the hydraulic power supply unit 21. As can be seen from FIG. 3, the hydraulic power supply unit 21 includes an AC motor 32, which drives a hydraulic piston pump 34. The hydraulic piston pump creates pressure in a closed hydraulic system 36. The hydraulic system is controlled by a four-way valve driven by a solenoid 47, for example, to drive the motor part 42 of the integrated piston pump / motor unit 25. The pump portion 44 of the pump / motor unit 25 is monitored by a rod position sensor 46, for example, to monitor the volume supplied by the pump. The formation fluid drawn through the suction probe 27 is guided by a solenoid-controlled valve 48 alternately into different chambers of the pump 44 and further to the reservoir distributor 49. In this way, the sample volumes of the selected formation fluid are extracted directly from the desired location in the formations and delivered to the designated sample chambers among several devices 30 with sample tanks.

На промежуточных подэтапах в процессе извлечения пластового флюида согласно данному изобретению используется блок 24 мотора/насоса с большим рабочим объемом для продувки трубопроводов пластового флюида между всасывающим зондом 27 и насосом 25 с малым рабочим объемом. Так как эти подэтапы не требуют точного дозирования, измерение объема подачи насоса не требуется. В остальном секция 24 мотор/насос может быть такой же, как секция 25 мотор/насос, за исключением того предпочтения, что насос секции 24 имеет большую емкость рабочего объема.In intermediate sub-steps, a large displacement motor / pump unit 24 is used in the formation fluid recovery process of the present invention to purge the formation fluid conduits between the suction probe 27 and the small displacement pump 25. Since these sub-steps do not require accurate metering, measuring the pump's delivery volume is not required. Otherwise, the motor / pump section 24 may be the same as the motor / pump section 25, with the exception that the pump of section 24 has a large displacement capacity.

Представляемая секция 26 в виде магазина, изображенная на фиг.4, включает в себя цилиндр 50 с пазами. Желательно изготавливать цилиндр 50 для размещения трех или четырех резервуаров 30. Каждый резервуар 30 быстро устанавливается в соответствующую нишу 51 с помощью байонетного замка. Два или более цилиндров 50 соединяют с помощью втулки 23 с внутренней резьбой, которая закреплена от осевого перемещения к одному концу одного из цилиндров, но свободно вращается относительно оси цилиндра. Втулку 23 наворачивают на наружную резьбу сопряженной соединительной бобышки 52 для обеспечения герметичности в месте стыка между ними, вследствие чего каналы 54 протока жидкости, просверленные в торце каждой бобышки 52, постоянно герметизированы по всему соединению.Presented section 26 in the form of a store, shown in figure 4, includes a cylinder 50 with grooves. It is desirable to make a cylinder 50 to accommodate three or four reservoirs 30. Each reservoir 30 is quickly installed in the corresponding niche 51 using a bayonet lock. Two or more cylinders 50 are connected using a sleeve 23 with an internal thread that is fixed from axial movement to one end of one of the cylinders, but rotates freely about the axis of the cylinder. The sleeve 23 is screwed onto the external thread of the mating connecting boss 52 to ensure tightness at the junction between them, as a result of which the fluid channels 54 drilled at the end of each boss 52 are constantly sealed throughout the connection.

На фиг.5, 6 и 7 показано, что каждый резервуар 30 включает в себя герметичный цилиндрический корпус 60, который ограничен с противоположных концов цилиндрическими вставками. Во вставке нижнего торца находится клапанная подсборка 62, имеющая присоединительную бобышку 63 и проводящий флюид патрубок 66, выступающий вдоль его оси. Канал 68 в патрубке 66 выборочно связан соответствующим каналом 54 с распределителем 49 резервуаров и, в конечном счете, с всасывающим зондом 27 экстрактора 22 пластового флюида. Поток флюида в канале 68 выпрямляется обратным клапаном 69. В клапанной подсборке 62 имеется тракт 74 для потока пластового флюида между каналом 68 и резервуаром пластового флюида внутри герметичного корпуса 60. Управляемый соленоидом отсечной клапан 76 установлен для выборочного открытия и закрытия пропускного канала в тракте 74. Как лучше всего видно на изометрическом детальном сечении на фиг.1, выпускной клапан 78 избирательно закрывает шунтирующий канал 79, соединенный с трактом 74 для потока флюида.Figures 5, 6 and 7 show that each tank 30 includes a sealed cylindrical body 60, which is bounded at opposite ends by cylindrical inserts. At the bottom end insert there is a valve subassembly 62 having a connecting boss 63 and a fluid-conducting pipe 66 protruding along its axis. Channel 68 in nozzle 66 is selectively connected by the corresponding channel 54 to the reservoir distributor 49 and, ultimately, to the suction probe 27 of the formation fluid extractor 22. The fluid flow in channel 68 is straightened by a check valve 69. In valve subassembly 62, there is a path 74 for flow of formation fluid between channel 68 and reservoir of fluid inside the sealed housing 60. A solenoid-controlled shut-off valve 76 is installed to selectively open and close the passage in path 74. As best seen in the isometric detailed section of FIG. 1, the exhaust valve 78 selectively closes the shunt channel 79 connected to the fluid flow path 74.

Возвращаясь к осевому сечению на фиг.6, видно, что вставка верхнего торца герметичного корпуса включает в себя подсборку 64 с каналом 70 входа флюида, который соединяет внутренний канал 80 герметичного корпуса 60 с резьбовым гнездом 72 для присоединения патрубка, аналогичного применяемому в насосно-компрессорных колоннах. Канал 70 обычно открыт для потока флюида между внутренним каналом 80 и скважинной (in situ) средой. Во внутреннем канале 80 герметичного корпуса 60 находится подсборка 82 подвижного захвата, которая включает в себя соосную сборку внутренней передвижной/блокируемой втулки 86 с внешней подвижной втулкой 84, как это показано на фиг.8. Блокирующий поршневой шток 90 соединен с внешней подвижной втулкой 84 контровочным болтом 88, как это показано на фиг.9. Канал 92 флюида, проходящий вдоль по штоку 90, напрямую связывает внутреннюю поверхность 96 свободного (плавающего) поршня 94 с открытым в ствол скважины каналом 70. Свободный поршень 94 закреплен от осевого перемещения во внутреннем отверстии подвижной/блокируемой втулки 86 стопорным кольцом 98. Смешивающийся шар 99 размещен внутри получающей пробу (пластовой флюид) камеры 95, которая геометрически определена как переменный объем, ограниченный стенками внутреннего канала 80 герметичного корпуса 60, клапанной подсборкой 62 и торцевой поверхностью подсборки 82 подвижного захвата.Returning to the axial section in Fig. 6, it is seen that the insert of the upper end of the sealed housing includes a subassembly 64 with a fluid inlet channel 70 that connects the inner channel 80 of the sealed housing 60 to a threaded socket 72 for connecting a pipe similar to that used in the pump-compressor columns. Channel 70 is typically open to fluid flow between internal channel 80 and the borehole (in situ) environment. In the inner channel 80 of the sealed housing 60, there is a movable gripper assembly 82, which includes a coaxial assembly of the inner movable / lockable sleeve 86 with the outer movable sleeve 84, as shown in FIG. The locking piston rod 90 is connected to the external movable sleeve 84 by a locking bolt 88, as shown in FIG. 9. A fluid channel 92 extending along the rod 90 directly connects the inner surface 96 of the free (floating) piston 94 with the channel 70 open to the borehole. The free piston 94 is secured against axial movement in the inner bore of the movable / blocked sleeve 86 by a lock ring 98. Miscible ball 99 is located inside the sample receiving chamber (reservoir fluid) of chamber 95, which is geometrically defined as a variable volume bounded by the walls of the inner channel 80 of the sealed housing 60, valve subassembly 62, and the end surface p dsborki 82 movable grip.

Корпусное стопорное кольцо 100, имеющее внутренние кольцевые зубцы 102 и внешние кольцевые зубцы 104, избирательно соединяет шток 90 с внутренней подвижной/блокируемой втулкой 86. Избирательное соединение зубчатого стопорного кольца 100 позволяет втулке 86 перемещаться вдоль по оси штока 90 от поршня 84, но запрещает любое реверсирование этого перемещения.A housing snap ring 100 having inner ring teeth 102 and outer ring teeth 104 selectively connects the rod 90 to the inner movable / lockable sleeve 86. Selectively connecting the gear snap ring 100 allows the sleeve 86 to move along the axis of the rod 90 from the piston 84, but prohibits any reversal of this movement.

Другой конструктивной деталью внутренней подвижной/блокируемой втулки 86 является герметизированная перегородка 122 между противоположными концами втулки 86. Камера 124, образованная между перегородкой 122 и поршневым днищем 106 штока 90, герметична, и давление в ней соответствует атмосферному давлению, существующему в камере во время сборки устройства.Another structural part of the inner movable / lockable sleeve 86 is a sealed baffle 122 between the opposite ends of the bushing 86. The chamber 124, formed between the baffle 122 and the piston bottom 106 of the rod 90, is sealed and the pressure therein corresponds to the atmospheric pressure existing in the chamber during assembly of the device .

Корпусное стопорное кольцо 100, находящееся между блокирующим поршневым штоком 90 и стенкой внутреннего канала внутренней подвижной/блокируемой втулки 86 над перегородкой 122, не создает препятствия для распространения давления флюида. Следовательно, камера 126 между перегородкой 122 и корпусным стопорным кольцом 100 работает при том же самом давлении флюида, что и камера 120 наполнения скважинного флюида, когда клапан 110 наполнения открыт.A housing snap ring 100 located between the blocking piston rod 90 and the wall of the inner channel of the inner movable / lockable sleeve 86 above the baffle 122 does not interfere with the propagation of fluid pressure. Therefore, the chamber 126 between the baffle 122 and the housing retaining ring 100 operates at the same fluid pressure as the well fluid filling chamber 120 when the filling valve 110 is open.

Продолжая обращаться к фиг.9, видно, что основание свободного поршня/втулки 84 включает в себя клапан 110 наполнения, имеющий штифт 112, прижатый пружиной 114 к уплотняющему седлу 116. Штифт имеет стержень 118, выступающий из торцевой плоскости свободного поршня/втулки 84. Когда торцевая плоскость свободного поршня/втулки 84 прижимается к внутренней поверхности верхней подсборки 64 (фиг.11), штифт 112 выходит из соединения с уплотняющим седлом 116 и пропускает скважинный флюид в камеру 120 наполнения, как показано на фиг.11 и 12. Камера 120 наполнения геометрически определена как переменный объем, ограниченный кольцевым пространством между внешним периметром штока 90 и внутренним каналом 85 внешней подвижной втулки 84.Continuing to refer to Fig. 9, it can be seen that the base of the free piston / sleeve 84 includes a filling valve 110 having a pin 112 pressed by a spring 114 against the sealing seat 116. The pin has a shaft 118 protruding from the end plane of the free piston / sleeve 84. When the end plane of the free piston / sleeve 84 is pressed against the inner surface of the upper subassembly 64 (FIG. 11), the pin 112 leaves the connection with the sealing seat 116 and passes the well fluid into the filling chamber 120, as shown in FIGS. 11 and 12. Chamber 120 filling geometrical ki is defined as the variable volume bounded by the annular space between the outer perimeter of the stem 90 and internal channel 85 of the movable sleeve 84 exterior.

Принцип действияOperating principle

Подготовка резервуаров 30 для проб перед спуском в скважину включает в себя закрытие выпускного клапана 78 и открытие отсечного клапана 76. С помощью энергии и под управлением аппаратуры, установленной на обслуживающем грузовом автомобиле 15, устройство для отбора проб спускается в скважину до желаемого места отбора пробы. После достижения нужной позиции блок 21 подачи гидравлической энергии дистанционно включается с обслуживающего грузового автомобиля 15. Гидравлическая энергия от блока 21 направляется к блоку 22 экстрактора пластового флюида для расположения всасывающего пластовой флюид зонда 27 и упоров 28 на стенках скважины. Всасывающий зонд 27 обеспечивает изолированный, прямой канал для потока по существу чистого пластового флюида. Такой поток пластового флюида во всасывающий зонд 27 изначально вызван всасыванием насоса 24 с большим рабочим объемом, который приводится в действие блоком 21 подачи гидроэнергии. Насос 24 большого объема работает в течение предопределенного периода времени для обеспечения промывки распределительных каналов от загрязненных скважинных флюидов пластовым флюидом, забранным всасывающим зондом 27. Когда предопределенный для промывки каналов интервал времени заканчивается, гидроэнергия переключается от насоса 24 большого объема к поршневому насосу 25 малого объема. Обращаясь к фиг.3, видим, что пластовой флюид, забираемый от всасывающего зонда 27 насосом 25, направляется попеременно четырехходовым клапаном 48 в противоположные камеры 44. В то же время клапан 48 направляет напор из камер, например, к многопроходному поворотному клапану 49, который далее направляет пластовой флюид к нужному резервуару 30 для проб.The preparation of the sample tanks 30 before launching into the well includes closing the exhaust valve 78 and opening the shut-off valve 76. Using energy and controlled equipment installed on the service truck 15, the sampling device is lowered into the well to the desired sampling location. After reaching the desired position, the hydraulic power supply unit 21 is remotely switched on from the servicing truck 15. The hydraulic energy from the unit 21 is directed to the formation fluid extractor unit 22 to position the suction formation fluid probe 27 and stops 28 on the well walls. The suction probe 27 provides an isolated, direct channel for the flow of essentially clean reservoir fluid. Such a flow of formation fluid into the suction probe 27 was initially caused by the suction of the pump 24 with a large displacement, which is driven by the hydropower supply unit 21. The large volume pump 24 operates for a predetermined period of time to allow the distribution channels to be flushed from the contaminated wellbore fluids with a reservoir fluid drawn by the suction probe 27. When the time interval predetermined for channel flushing is completed, the hydropower is switched from the large volume pump 24 to the small volume piston pump 25. Referring to figure 3, we see that the reservoir fluid, taken from the suction probe 27 by the pump 25, is directed alternately by a four-way valve 48 to the opposite chambers 44. At the same time, the valve 48 directs the pressure from the chambers, for example, to a multi-way rotary valve 49, which it then directs the formation fluid to the desired sample reservoir 30.

Пластовой флюид поступает в резервуар 30 через канал 68 патрубка и направляется через обратный клапан 69 и по тракту 74 потока в получающую пробу камеру 95. Отсечной клапан 76 резервуара открывают перед спуском резервуара в скважину. Давление накачиваемого пластового флюида в получающей пробу камере 95 перемещает как внешнюю подвижную втулку 84, так и внутреннюю подвижную/блокируемую втулку 86, против постоянного давления скважины во внутреннем канале 80 герметичного корпуса 60, как это показано на фиг.10. Когда давление пробы пластового флюида внутри камеры 95, получающей пробы пластового флюида, достигает предельного давления нагнетания насоса 25, обратный клапан высокого давления закрывается и запирает пробу пластового флюида внутри камеры 30 для пробы и прохода 74.The formation fluid enters the reservoir 30 through the pipe channel 68 and is directed through the check valve 69 and along the flow path 74 to the sample receiving chamber 95. The shut-off valve 76 of the reservoir is opened before the reservoir is lowered into the well. The pressure of the pumped formation fluid in the sample receiving chamber 95 moves both the external movable sleeve 84 and the internal movable / lockable sleeve 86 against constant well pressure in the internal channel 80 of the sealed housing 60, as shown in FIG. 10. When the pressure of the formation fluid sample within the chamber 95 receiving the formation fluid samples reaches the maximum discharge pressure of the pump 25, the high pressure check valve closes and closes the formation fluid sample inside the chamber 30 for the sample and passage 74.

Также, когда получающая пробу камера 95 заполнена, торцевая плоскость внешней подвижной втулки 84 приходит в соприкосновение с внутренней поверхностью верхней подсборки 64. В связи с этим стержень 118 получает осевое перемещение и открывает клапан 110 наполнения. Внутренние каналы во внешней подвижной втулке 84 направляют скважинный флюид в камеру 120 наполнения. Давление скважинного флюида в камере 120 наполнения воздействует на подвижную/блокируемую втулку 84 по площади кольцевого поперечного сечения камеры 120 наполнения.Also, when the sample receiving chamber 95 is full, the end plane of the outer movable sleeve 84 comes into contact with the inner surface of the upper subassembly 64. In this regard, the rod 118 receives axial movement and opens the filling valve 110. The internal channels in the outer movable sleeve 84 direct the borehole fluid into the filling chamber 120. The pressure of the borehole fluid in the filling chamber 120 acts on the movable / blocked sleeve 84 over the annular cross-sectional area of the filling chamber 120.

Против силы, действующей на подвижную/блокируемую втулку 86 со стороны камеры наполнения, действуют два источника давления. Один источник - давление пластового флюида в камере 95 пробы, действующее на кольцевое сечение торца подвижной/блокируемой втулки 86 и вызванное блоком 25 насоса малого объема. Другое давление, противодействующее давлению в камере наполнения, - давление в закрытой воздушной камере 124, действующее на поверхность кольцевой перегородки 122.Against the force acting on the movable / lockable sleeve 86 from the side of the filling chamber, two pressure sources act. One source is the pressure of the reservoir fluid in the sample chamber 95, acting on the annular section of the end face of the movable / blocked sleeve 86 and caused by the small volume pump unit 25. Another pressure that counteracts the pressure in the filling chamber is the pressure in the closed air chamber 124 acting on the surface of the annular partition 122.

Первоначально силовой баланс на подвижной/блокируемой втулке 86 позволяет давлению со стороны камеры наполнения вдвинуть кольцевой торец втулки 86 в камеру 95 для проб. Так как жидкий пластовой флюид практически несжимаем, внедрение твердой кольцевой структуры втулки 86 в объем камеры для проб экспоненциально увеличивает давление в камере для проб до тех пор, пока не достигнуто конечное равновесие сил. Однако при давлениях этой среды умеренное (измеряемое) сжатие жидкости все же может быть достигнуто.Initially, the force balance on the movable / lockable sleeve 86 allows pressure from the side of the filling chamber to push the annular end of the sleeve 86 into the sample chamber 95. Since the liquid formation fluid is practically incompressible, the introduction of a solid annular structure of the sleeve 86 into the volume of the sample chamber exponentially increases the pressure in the sample chamber until a final balance of forces is achieved. However, at pressures of this medium, moderate (measurable) fluid compression can still be achieved.

Это осевое движение внутренней подвижной/блокируемой втулки 86 относительно внешней втулки 84 также передается поршневому штоку 90, который прикреплен к внешней втулке 84 посредством контровочного болта 88. Следовательно, перегородка 122 втулки 86 перемещается по направлению к поршневому днищу 106, сжимая газовую атмосферу камеры 124, таким образом добавляя дополнительное усилие к силовому балансу.This axial movement of the inner movable / lockable sleeve 86 relative to the external sleeve 84 is also transmitted to the piston rod 90, which is attached to the external sleeve 84 by means of a locking bolt 88. Therefore, the baffle 122 of the sleeve 86 moves towards the piston bottom 106, compressing the gas atmosphere of the chamber 124, thus adding extra effort to the power balance.

Благодаря внутренним и внешним кольцевым зубцам 102 и 104, соответствующим корпусному стопорному кольцу 100, перемещение поршня 90 относительно внутренней подвижной втулки 86 выпрямлено (т.е. направлено только в одну сторону) для фиксации этого объемного вторжения конструкции 86 в объем камеры для проб.Thanks to the inner and outer annular teeth 102 and 104 corresponding to the housing retaining ring 100, the movement of the piston 90 relative to the inner movable sleeve 86 is straightened (i.e., directed to one side only) to fix this volumetric intrusion of the structure 86 into the volume of the sample chamber.

После сжатия объема пробы пластового флюида давление в пробе флюида значительно выше давления в скважине. Хотя это сильно увеличенное in situ (в местных условиях) давление падает в замкнутой пробе флюида, вынутой из скважины, действующие компоненты можно спроектировать так, чтобы после подъема собранной пробы флюида из скважины давление пробы не упало ниже давления насыщения смешанного или растворенного газа. Движение внутренней подвижной/блокируемой втулки 86 производит дальнейшее сжатие взятой пробы пластового флюида выше максимального давления насоса 25. Такое сжатие продолжается до тех пор, пока желаемый коэффициент сжатия не будет достигнут.After compressing the volume of the formation fluid sample, the pressure in the fluid sample is significantly higher than the pressure in the well. Although this greatly increased in situ (local) pressure drops in a closed fluid sample taken out of the well, the active components can be designed so that after raising the collected fluid sample from the well, the pressure of the sample does not drop below the saturation pressure of the mixed or dissolved gas. The movement of the internal movable / blocked sleeve 86 further compresses the sample taken in the formation fluid above the maximum pressure of the pump 25. This compression continues until the desired compression ratio is achieved.

Например, проба флюида может иметь гидростатическое давление скважины 10000 фунт/кв. дюйм (~69 МПа). Типичная сжимаемость для такой жидкости составляет 5×10^-6, то есть уменьшение объема только на восемь процентов поднимет давление в пробе флюида на 16000 фунт/кв. дюйм (~110 МПа) до 26000 фунт/кв. дюйм (~179 МПа), с коэффициентом сжатия 2,6 к 1,0. Когда секция 26 в виде магазина и собранная проба пластового флюида будут подняты к поверхности скважины 11, температура пробы пластового флюида снизится (охладится), таким образом возвращая давление пробы пластового флюида к первоначальному пластовому давлению 10000 фунт/кв. дюйм (~69 МПа). Если температура флюида в скважине составляет 270°F (~132°С) и температура на поверхности скважины 11 составляет 70°F (~21°C), то результирующее падение температуры на 200°F (111°С) понизит давление пробы флюида при неизменном объеме приблизительно на 15300 фунт/кв. дюйм (~105,5 МПа); таким образом, результирующее давление в пробе флюида на поверхности составит приблизительно 10700 фунт/кв. дюйм (~73,5 МПа).For example, a fluid sample may have a hydrostatic well pressure of 10,000 psi. inch (~ 69 MPa). Typical compressibility for such a fluid is 5 × 10 ^-6 , that is, a reduction of only eight percent will increase the pressure in the fluid sample by 16,000 psi. inch (~ 110 MPa) up to 26,000 psi inch (~ 179 MPa), with a compression ratio of 2.6 to 1.0. When the magazine section 26 and the collected formation fluid sample are raised to the surface of the well 11, the temperature of the formation fluid sample will decrease (cool), thereby returning the pressure of the formation fluid sample to the original formation pressure of 10,000 psi. inch (~ 69 MPa). If the temperature of the fluid in the well is 270 ° F (~ 132 ° C) and the temperature on the surface of the well 11 is 70 ° F (~ 21 ° C), then a resulting temperature drop of 200 ° F (111 ° C) will lower the pressure of the fluid sample at unchanged volume of approximately 15300 psi. inch (~ 105.5 MPa); thus, the resulting pressure in the surface fluid sample will be approximately 10,700 psi. inch (~ 73.5 MPa).

Для сохранения объема камеры 95 для пробы флюида постоянным после вытаскивания магазина 26 из скважины 11 внутренняя подвижная/блокируемая втулка 86 зафиксирована относительно внешней подвижной втулки 84 во время извлечения магазина 26. В изобретении эта фиксация выполняется посредством корпусного стопорного кольца 100. Этот механизм позволяет увеличить давление на пробу пластового флюида внутри камеры 95 для пробы пропорционально местному (in situ) давлению в скважине. Например, секция 26 в виде магазина может последовательно опускаться на дополнительные глубины в скважине 11, где гидростатическое давление большее, чем при предшествующем отборе пробы. Гидростатическое повышение давления в скважине передается через клапан 110 наполнения в камеру 120 наполнения для дальнейшего перемещения внутренней подвижной/блокируемой втулки 86 и дальнейшего сжатия пробы пластового флюида внутри камеры 95 для пробы до большего давления. Такой рост давления может быть выполнен быстро, и магазин 26 будет поднят к поверхности скважины 11, прежде чем существенное количество теплоты, возникшее вследствие увеличившейся глубины погружения в скважину, будет передано предварительно отобранной пробе пластового флюида. На поверхности скважины 11 отсечной клапан 76 резервуара закрывают для захвата пробы пластового флюида. После этого выпускной клапан 78 может быть открыт, чтобы снять давление флюида в проходе между отсечным клапаном 76 резервуара и обратным клапаном 69 высокого давления. Этот сброс давления обеспечивает положительную индикацию давления флюида и облегчает изъятие резервуара 30 из магазина 26. Фиг.13 поясняет одну технологию для перемещения (удаления) пробы пластового флюида под давлением из камеры 95 для пробы флюида. Резервуар 30 соединяют с источником 130 давления, присоединяемым через отверстие 132 в верхней подсборке 64. Давление от источника 130 давления увеличивают до достижения давления, равного произведению обратного коэффициента сжатия на ожидаемое давление внутри камеры 95 для пробы флюида. Для давления пробы флюида 10000 фунт/кв. дюйм (~69 МПа), извлекающее давление должно быть:In order to keep the volume of the fluid sample chamber 95 constant after the magazine 26 is pulled out of the well 11, the internal movable / lockable sleeve 86 is fixed relative to the external movable sleeve 84 while the magazine 26 is being removed. In the invention, this fixing is performed by the housing retaining ring 100. This mechanism allows increasing pressure per sample of reservoir fluid inside the chamber 95 for the sample is proportional to the local (in situ) pressure in the well. For example, section 26 in the form of a magazine can sequentially lower to additional depths in the well 11, where the hydrostatic pressure is greater than in the previous sampling. A hydrostatic pressure increase in the well is transmitted through the filling valve 110 to the filling chamber 120 to further move the internal movable / lockable sleeve 86 and further compress the formation fluid sample inside the sample chamber 95 to a higher pressure. Such pressure growth can be performed quickly, and the magazine 26 will be raised to the surface of the well 11 before a significant amount of heat resulting from the increased depth of immersion in the well is transferred to a pre-selected sample of the formation fluid. On the surface of the well 11, the shut-off valve 76 of the reservoir is closed to capture a sample of formation fluid. After this, the exhaust valve 78 can be opened to relieve fluid pressure in the passage between the shut-off valve 76 of the tank and the check valve 69 high pressure. This depressurization provides a positive indication of fluid pressure and facilitates removal of reservoir 30 from magazine 26. FIG. 13 illustrates one technique for moving (removing) a reservoir fluid sample under pressure from a fluid sample chamber 95. The reservoir 30 is connected to a pressure source 130 connected through an opening 132 in the upper subassembly 64. The pressure from the pressure source 130 is increased to achieve a pressure equal to the product of the inverse compression ratio and the expected pressure inside the fluid sample chamber 95. For a fluid sample pressure of 10,000 psi. inch (~ 69 MPa), the extraction pressure should be:

1/2,6×10000=3850 фунт/кв. дюйм (~26,5 МПа)1 / 2.6 × 10000 = 3850 psi inch (~ 26.5 MPa)

После того, как обратный коэффициент сжатия достигнут, отсечной клапан 76 резко открывается и проба пластового флюида выходит через проход (или тракт) 74 в присоединенный трубопровод приемника. Обратное нагружающее давление может увеличиваться для вытеснения отобранной пробы пластового флюида до тех пор, пока край внутренней подвижной/блокируемой втулки 86 не упрется в клапанную подсборку 62. Продолжающаяся подача извлекающего флюида от источника 130 давления перемещает внешнюю подвижную втулку 84 относительно внутренней втулки 86. Следовательно, поршневое днище 106 упирается в свободный поршень 94, вытесняя практически всю пробу пластового флюида из камеры 95. Единственный объем внутри камеры 95, не удаляемый извлекающим давлением, находится в кольцевом пространстве между внешней подвижной втулкой 84 и клапанной подсборкой 62. После этого узлы резервуара 30 могут быть разобраны и установлены в начальное положение для следующего использования.After the inverse compression ratio is reached, the shut-off valve 76 opens abruptly and the formation fluid sample exits through the passage (or path) 74 into the connected receiver pipe. The back loading pressure can be increased to displace the sample of the formation fluid until the edge of the inner movable / blocked sleeve 86 abuts against the valve subassembly 62. The continued supply of the extracting fluid from the pressure source 130 moves the outer movable sleeve 84 relative to the inner sleeve 86. Therefore, the piston bottom 106 abuts against the free piston 94, displacing almost the entire sample of formation fluid from the chamber 95. The only volume inside the chamber 95, not removed by the extracting pressure, ahoditsya in the annular space between the outer sleeve 84 and the movable valve subassembly 62. Thereafter, the reservoir assemblies 30 can be dismantled and set to the initial position for the next use.

Резюмируя сказанное выше, изобретение позволяет одновременно (т.е. в ходе одной операции) опускать множество резервуаров 30 для сбора проб из различных зон внутри скважины 11. Каждый резервуар может избирательно использоваться для сбора различных проб при различных давлениях и сжимать каждую пробу с различными коэффициентами, превышающими давление насыщения газа, содержащегося в пробе. Эксплуатационные расходы при этом значительно снижаются, потому что требуется меньше времени на подготовку при произведении отбора проб из нескольких зон. Изобретение предотвращает уменьшение давления в каждой пробе флюида ниже давления насыщения, поэтому каждая проба, поднятая на поверхность скважины, имеет, по существу, то же самое давление, что и в момент отбора пробы в скважине. Изобретение выполняет эту функцию без применения расширяющихся газов, больших пружин и сложных механических систем. Проба флюида отбирается под давлением и дополнительно сжимается силой, полученной за счет гидростатического давления в скважине.Summarizing the above, the invention allows simultaneously (i.e., in a single operation) to lower a plurality of reservoirs 30 for collecting samples from different zones inside the well 11. Each reservoir can be selectively used to collect different samples at different pressures and compress each sample with different coefficients exceeding the saturation pressure of the gas contained in the sample. At the same time, operating costs are significantly reduced, because it takes less time to prepare when sampling from several zones. The invention prevents a decrease in pressure in each fluid sample below the saturation pressure; therefore, each sample raised to the surface of the well has substantially the same pressure as at the time of sampling in the well. The invention performs this function without the use of expanding gases, large springs and complex mechanical systems. A fluid sample is taken under pressure and is additionally compressed by the force obtained by hydrostatic pressure in the well.

Хотя изобретение было описано на примере некоторых предпочтительных вариантов реализации, для любого специалиста, имеющего обыкновенные навыки в данной области техники, станет очевидным, что изменения и усовершенствования могут быть внесены в данное изобретение без отклонения от сущности изобретения в целом. Варианты реализации показаны здесь просто для иллюстрации концепции изобретения и не должны интерпретироваться как ограничивающие сущность изобретения.Although the invention has been described using some preferred embodiments as an example, it will be apparent to any person having ordinary skill in the art that changes and improvements can be made to the invention without departing from the gist of the invention as a whole. The embodiments are shown here simply to illustrate the concept of the invention and should not be interpreted as limiting the essence of the invention.

Claims

1. A device for monitoring the pressure of a compressed sample of a well fluid taken from a depth of a well, including a body having an internal cavity; a piston inside said body cavity for restricting a fluid sample chamber, said piston being movable within said body cavity to selectively change the volume of said fluid sample chamber; a pump for supplying a sample of fluid under pressure to said fluid sample chamber; and a valve allowing the compressed well fluid to move the named piston, said moving piston compressing the fluid sample inside said fluid sample chamber so that the fluid sample remains compressed when the fluid sample is moved to the surface of the well.

2. The device according to claim 1, characterized in that it also includes a check valve installed between the said pump and the said chamber for the fluid sample to prevent the said piston from returning the fluid sample to the named pump.

3. The device according to claim 1, characterized in that said valve is connected to said piston.

4. The device according to claim 1, characterized in that it also includes a shut-off valve of the reservoir, installed between the said pump and the named chamber for the sample fluid, for selectively isolating the named chamber for the sample fluid from the pressure of the named pump.

5. The device according to claim 1, characterized in that it also includes a stopper for fixing the named piston relative to the named housing to maintain the volume of the named chamber for the fluid sample.

6. The device according to claim 1, characterized in that said piston includes an outer sleeve and an inner sleeve movable relative to said outer sleeve, said valve being able to provide contact between the compressed well fluid and said inner sleeve to move said inner sleeve relative to said external sleeve for compressing the fluid sample.

7. The device according to claim 6, characterized in that it also includes a stopper for fixing the named inner sleeve relative to the named outer sleeve to maintain the volume of the named chamber for the fluid sample.

8. The device according to claim 6, characterized in that it also includes a filling chamber between the named inner sleeve and the named outer sleeve for receiving the compressed well fluid, so that the fluid causes a pressure drop on the named inner sleeve to shift the named inner sleeve relative to the named outer sleeve.

9. The device according to claim 8, characterized in that it also includes an atmospheric chamber between the named inner sleeve and the named outer sleeve, the pressure in which is initially lower than the hydrostatic pressure and which decreases in volume when the named inner sleeve moves relative to the named outer sleeve.

10. The device according to claim 1, characterized in that it also includes a second piston connected to the said housing for restricting the second chamber for the fluid sample and connected to the said pump and the said valve for selectively compressing the fluid sample to a pressure other than the fluid pressure inside another fluid sample chamber.

11. A device for monitoring the pressure of a compressed sample of a well fluid taken from a depth of a well, including a body having an internal cavity; a piston inside said housing cavity for restricting a fluid sample chamber, said piston being movable within said housing cavity to selectively change the volume of said fluid sampling chamber, and said piston includes an outer sleeve and an inner sleeve, and the inner sleeve is movable relative to said outer bushings; a pump for supplying a sample of fluid under pressure to said fluid sample chamber; holding means for holding said outer piston sleeve relative to said housing; and a valve selectively allowing the compressed wellbore fluid to move said internal piston sleeve relative to said external piston sleeve so that said fluid is compressed inside said fluid sample chamber.

12. The device according to claim 11, characterized in that it also includes a valve, selectively blocking the fluid communication between said pump and said fluid sampling chamber.

13. The device according to p. 12, characterized in that the said valve contains a check valve.

14. The device according to claim 11, characterized in that it also includes a stopper for holding said inner piston sleeve stationary relative to said housing.

15. A method of controlling the pressure of a compressed sample of a borehole fluid from a well, comprising the following steps:

lowering the casing into the well, said casing having a piston inside the hollow interior of said casing, which is movable to restrict the fluid sample chamber;

pumping the borehole fluid into said fluid sample chamber for sampling the borehole fluid;

actuating a valve for introducing the borehole fluid at hydrostatic pressure in the borehole into contact with said piston to move said piston compressing a sample of borehole fluid inside said fluid sample chamber;

holding a borehole fluid sample inside said fluid sample chamber while said piston moves to compress a borehole fluid sample within said fluid sample chamber;

fixing said piston with respect to said housing for fixing the volume of the sample of the well fluid inside said chamber for the sample of fluid after the well fluid reaches a selected pressure that is higher than the hydrostatic pressure in the well; and

pull the named body to the surface of the well.

16. The method according to p. 15, characterized in that it also includes the step of extracting a sample of the wellbore fluid from said fluid sample chamber while maintaining the pressure in the wellbore fluid sample above a selected pressure.

17. The method according to clause 15, characterized in that it also includes the step of moving the casing to another zone inside the well after the said piston is locked relative to the casing, and further includes the steps of pumping the second a sample of the wellbore fluid into the second chamber for the wellbore fluid, the said valve is actuated to move the second piston so as to compress the second sample of the fluid, and the said piston is fixed relative to the named body to fix the volume of the second sample lyuida.

18. The method according to 17, characterized in that the said second pressure compresses the second fluid sample to a pressure greater than the pressure of another fluid sample.

19. The method according to p. 15, characterized in that it also includes the step of lowering said body into the well so that the greater hydrostatic pressure of the fluid moves the said piston to further compress the sample of the well fluid before the said body is raised to the surface wells.

20. The method according to p. 15, characterized in that the said piston compresses the sample of the well fluid to a pressure at which the phase relations in the sample of the well fluid do not change when the said body is raised to the surface of the well.

21. A method for transmitting a sample of formation fluid from the depth of production in the well to the surface of the well, the method comprising the following steps:

(a) lowering the connected assembly of downhole devices into the well, said assembly including a reservoir fluid extraction device, a reservoir for producing a reservoir fluid sample, and a surface-controlled pump for selectively filling the reservoir of the reservoir fluid to form a reservoir;

(b) positioning said formation fluid recovery device at a first depth of the well;

(c) recovering the formation fluid at said first depth of the well;

(d) filling a first sample volume in said reservoir to obtain a sample with an appropriate volume of formation fluid from a first depth;

(e) apply local (in situ) pressure in the well to an element of the named reservoir to obtain a sample so as to reduce the first volume of the sample in the first reservoir to obtain a sample to a second volume of the sample smaller than the first volume of the sample without displacing the fluid from the named reservoir for receiving the sample, as a result of which the first volume of the reservoir fluid sample is compressed from the first depth to a pressure substantially greater than the local pressure in the well;

(f) structurally fixing said second sample volume; and

(g) raise the assembly of downhole devices to the surface of the well.

22. The method according to item 21, wherein the said assembly of downhole devices includes a second reservoir for receiving samples, and the method further includes the following steps:

(a) re-positioning said formation fluid recovery device at a second depth of the well before lifting said assembly of downhole devices to the surface of the well;

(b) recovering the formation fluid at said second depth of the well;

(c) filling a first sample volume of said second reservoir to obtain a sample with formation fluid from a second depth;

(d) applying said second local well pressure to an element of said second reservoir to obtain a sample so as to reduce the first sample volume to a second sample volume smaller than said first sample volume without displacing fluid from said second reservoir to obtain a sample, as a result, the first volume of the reservoir fluid sample is compressed from the second depth to a pressure substantially greater than the second local pressure in the well; and

(e) structurally fixing said second closed volume of said second reservoir to obtain a sample.

23. The method according to item 21, wherein the named structural part of the named reservoir for receiving the sample has a smaller effective area of the working pressure in the first closed volume than the effective area of the working pressure that is affected by the said pressure in the well.

24. A method of extracting a sample of formation fluid of the earth, comprising the following steps:

(a) preparing a sample reservoir having a variable volume sample chamber;

(b) placing said reservoir for sampling in the well;

(c) fill in place (in situ) a first volume of said sample chamber with a first volume of formation fluid;

(d) apply local pressure in the well to the structural part of the named reservoir to obtain a sample so as to reduce said sample chamber to a second volume less than said first volume without displacing fluid from said sample chamber, whereby said formation fluid it is compressed there to a pressure substantially greater than the named local pressure in the well;

(e) fix the position of the second volume of the named structural parts and

(f) removing said reservoir to obtain a sample from said well.

25. The method according to p. 24, characterized in that the said structural part is a movable partition between the local borehole fluid and the reservoir fluid inside the named sample chamber.

26. The method according to paragraph 24, wherein the local pressure in the well, applied to the named structural part, moves the named part in the named chamber for the sample with a decrease in its volume.

27. The method according to p. 26, characterized in that the said local borehole fluid acts on a larger area of the named structural parts than the reservoir fluid inside the named sample chamber.

28. Device for lifting samples of reservoir fluid from the well, including

(a) a cylinder in which there is a movable piston for restricting the chamber of variable volume for the sample, said piston having first and second pressure sensing elements movable relative to each other, and each of the pressure sensing elements has respective surfaces sensing pressure in the chamber for samples and surfaces that receive pressure in the well, and the surface that receives pressure in the well, called the second pressure-sensing element, is larger than the surface in sprinimayuschaya pressure in the sample chamber, of said second pressure sensing element;

(b) a pump for extracting fluid from the earth formation and for supplying said fluid through a conductive channel to said sample chamber;

(c) a first valve in said conductive channel to prevent reverse fluid flow from said sample chamber;

(d) a second valve for passing the well fluid to the pressure sensing surface of the second pressure sensing member, said second valve being placed on the first pressure sensing member and actuating the first said pressure sensing member to reach its maximum position the volume of the chamber for the sample.

29. The device according to p. 28, characterized in that the said first and second pressure receiving elements include coaxially movable first and second sleeve elements, respectively, and the second sleeve element is movable inside the first sleeve element.

30. The device according to clause 29, wherein the said first and second sleeve elements contain conjugated gear elements to limit mutual relative movement between the named sleeve elements.

31. The device according to p. 30, characterized in that the surface that receives pressure in the well, called the first pressure receiving element includes a substantially integral piston surface across one end of the said first sleeve element, and said valve is located inside the said piston surface .

32. The device according to clause 29, wherein the named cylinder ends at opposite ends with the corresponding end walls, whereby the said chamber of variable volume for the sample expands when the said piston is displaced along the named cylinder along the first end wall.

33. The device according to p. 32, characterized in that the said second valve is placed on the said first sleeve element and opens when the named piston approaches the named first cylinder wall.

34. The device according to p. 33, characterized in that said second valve passes a well fluid between said first and second sleeve elements for axial movement of said second sleeve element relative to said first sleeve element.

35. The device according to clause 34, wherein said first and second sleeve elements include a joint movement rectifier, whereby the movement of said second sleeve element relative to said first sleeve element is unidirectional.