RU2442021C2 - Система гидравлического насоса для скважинного инструмента (варианты), способ управления указанным насосом и способ эксплуатации насосной системы для скважинного инструмента - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к испытанию геологического пласта, в частности к управлению насосом или блоком перемещения текучих сред инструмента для испытания пласта. Скважинное устройство для нагнетания пластовой текучей среды и отбора образцов составляет часть инструмента оценки параметров пласта во время бурения или часть инструмента колонны труб. Работа насоса оптимизируется на основании параметров, полученных из данных испытания пластового давления, а также системных данных инструмента. Также раскрыты новые конструкции насоса для устройств отбора текучей среды, используемых в системах измерения при бурении скважин. Гарантируется оптимальная производительность насоса на более высоких скоростях и с повышенной надежностью. 4 н. и 21 з.п. ф-лы, 9 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к испытанию геологического пласта, в частности к управлению насосом или блоком перемещения текучих сред инструмента для испытания пласта.

Описание предшествующего уровня техники

Скважины обычно бурят в земле или на морском дне для разведки природных отложений нефти и газа, а также других полезных материалов, залегающих в геологических пластах земной коры. Бурение скважины обычно производят с использованием буровой коронки, присоединенной к нижнему концу бурильной колонны. Буровой раствор обычно нагнетают через бурильную колонну к буровой коронке. Буровой раствор смазывает и охлаждает буровую коронку, а также переносит буровой шлам обратно на поверхность в кольцевом пространстве между бурильной колонной и стенкой ствола скважины.

Для успешной разведки на нефть и газ необходимо иметь информацию о геологических пластах, через которые проходит ствол скважины. Например, один аспект стандартной оценки параметров пласта связан с измерениями пластового давления и проницаемости пласта. Эти измерения важны для прогнозирования продуктивности и периода эксплуатации геологического пласта.

Один метод измерения свойств пласта включает в себя спуск на тросе инструмента в скважину для измерения свойств пласта. Этот инструмент представляет собой измерительный инструмент, который подвешен на тросе при спуске в скважину, что позволяет ему измерять свойства пласта на нужных глубинах. Типичный инструмент может включать в себя зонд, который может прижиматься к стенке ствола скважины для установления сообщения по флюидной среде с пластом. Инструмент такого типа часто называют "испытателем пластов". С помощью зонда испытатель пластов измеряет давление пластовых текучих сред, генерирует импульс давления, который используется для определения проницаемости пласта. Инструмент испытания пластов также обычно отбирает образец пластовой текучей среды для дальнейшего анализа.

Для использования любого указанного инструмента, будь то инструмент для измерения удельного сопротивления, пористости или инструмент испытания пласта, бурильную колонну нужно удалить из скважины для спуска в нее инструмента. Это называется спуско-подъемной операцией в скважине. Кроме того, инструменты нужно спускать в интересующую зону, обычно на забое или вблизи забоя скважины. Подъем бурильной колонны в сочетании со спуском инструментов в скважину занимают много времени и могут продолжаться несколько часов, в зависимости от глубины ствола скважины. Ввиду значительных дороговизны и времени монтажа, необходимого для извлечения бурильной трубы и спуска инструментов по стволу скважины, эти инструменты обычно используют, только когда информация абсолютно необходима или когда бурильная колонна извлекается по другой причине, например, для смены буровой коронки. Примеры испытателей пластов описаны, например, в патентах США № 3934468; 4860581; 4893505; 4936139 и 5622223.

В порядке усовершенствования спуско-подъемных операций были разработаны методы измерения свойств пласта с использованием инструментов и устройств, которые располагаются вблизи буровой коронки в бурильной системе. Таким образом, измерения пласта производятся в ходе процесса бурения, и этот процесс принято называть "ИВБ" (измерение во время бурения) и "КВБ" (каротаж во время бурения). В продаже имеются различные скважинные буровые инструменты ИВБ и КВБ. Кроме того, измерения пласта можно производить с помощью инструментальных колонн, на нижнем конце которых нет буровой коронки, но которые используются для циркуляции бурового раствора в стволе скважины.

Под ИВБ обычно понимают измерение траектории буровой коронки, а также температуры и давления ствола скважины, тогда как КВБ связан с измерением параметров или свойств пласта, например удельного сопротивления, пористости, проницаемости, скорости звука и пр. Оперативные данные, например пластовое давление, позволяют буровой бригаде принимать решения относительно плотности и состава бурового раствора, а также решения относительно скорости бурения и нагрузки на буровую коронку в процессе бурения. Различие между КВБ и ИВБ не имеет значения для данного описания.

Инструменты оценки параметров пласта во время бурения, способные осуществлять различные испытания пласта в скважине, обычно включают в себя небольшой зонд или пару пакеров, которые могут проходить от утяжеленной бурильной трубы для установления гидравлической связи между пластом и датчиками давления в инструменте для измерения давления пластовой текучей среды. В некоторых современных инструментах используется насос для активного отбора образцов текучей среды из пласта, которые могут храниться в отборной камере инструмента для дальнейшего анализа. Такой насос может получать питание от генератора в бурильной колонне, который приводится в действие потоком бурового раствора по бурильной колонне.

Однако можно ожидать, что большое количество подвижных деталей, входящих в состав любого инструмента испытания пласта, проводного или ИВБ, может приводить к отказу оборудования или снижению производительности. Кроме того, на больших глубинах присутствуют значительное гидростатическое давление и высокие температуры, что дополнительно усложняет задачу. Кроме того, инструменты испытания пласта работают в широком диапазоне условий и параметров, связанных как с пластом, так и условиями бурения.

Поэтому необходимы усовершенствованные скважинные инструменты оценки параметров пласта и усовершенствованные методы эксплуатации таких инструментов и управления, чтобы такие скважинные инструменты оценки параметров пласта были более надежными, эффективными и приспособленными к условиям пласта и циркуляции бурового раствора.

Сущность изобретения

Согласно изобретению создана система гидравлического насоса для скважинного инструмента, подсоединенного к колонне труб, расположенной в стволе скважины, проходящей через подземный пласт, содержащая насос, приводимый в действие буровым раствором, протекающим вниз через колонну труб, находящийся в сообщении по текучей среде с, по меньшей мере, одним из пласта и ствола скважины и соединенный с контроллером, управляющим скоростью насоса на основании, по меньшей мере, одного параметра, выбранного из группы, состоящей из объемного расхода бурового раствора, температуры инструмента, пластового давления, подвижности текучей среды, системных потерь, ограничений механической нагрузки, давления в стволе скважины, доступной мощности, ограничений электрической нагрузки и их комбинаций.

Насос сможет содержать первую камеру с расположенным в ней первым поршнем, вторую камеру с расположенным в ней вторым поршнем, причем первый и второй поршни соединены друг с другом, первая и вторая камеры находятся в сообщении по текучей среде с клапанным блоком, который находится в сообщении по текучей среде с пластом, стволом скважины и, по меньшей мере, одной камерой отбора текучей среды, поршни присоединены к двигателю, присоединенному к контроллеру.

Поршни могут быть связаны с планетарным роликовым ходовым винтом, соединенным с передачей, связанной с двигателем.

Насос может быть соединен с передачей, соединенной с турбиной, находящейся в сообщении по текучей среде с буровым раствором, протекающим вниз по колонне труб.

Насос может быть насосом Муано.

Скорость бурового раствора, взаимодействующего с турбиной, может контролироваться дроссельным клапаном, соединенным с контроллером.

Система может дополнительно содержать первый датчик давления, расположенный между насосом и первой стороной клапана, второй датчик давления, расположенный на второй стороне клапана, причем первый и второй датчики соединены с контроллером, и контроллер способен открывать клапан, когда давление, воспринимаемое первым датчиком, по существу, равно давлению, воспринимаемому вторым датчиком.

Согласно другому варианту настоящего изобретения система гидравлического насоса для скважинного инструмента, подсоединенного к колонне труб, расположенной в стволе скважины, проходящем через подземный пласт, содержит турбину, приводимую в действие буровым раствором, протекающим вниз через колонну труб, передачу, оперативно присоединенную к турбине, насос, оперативно подключенный к передаче, первый датчик, подключенный к турбине или потоку бурового раствора для измерения, по меньшей мере, скорости турбины или расхода бурового раствора, и контроллер, подключенный к передаче и датчику, и способный регулировать передачу на основании скорости турбины или расхода бурового раствора.

Передача может содержать генератор переменного тока, оперативно присоединенный к турбине и двигателю, или механическую передачу, расположенную между турбиной и насосом.

Механическая передача может включать в себя коробку передач, оперативно соединяющую турбину и насос и включающую в себя множество зубчатых колес для изменения передаточного отношения.

Механическая передача может быть изменяемой.

Система может дополнительно включать в себя второй датчик, расположенный в инструменте, подключенный к контроллеру и измеряющий системный параметр.

Система может дополнительно включать в себя второй датчик, расположенный в инструменте, подключенный к контроллеру и измеряющий параметр пласта.

Система может дополнительно включать в себя, по меньшей мере, датчик тока или датчик напряжения, подключенный к контроллеру и расположенный между генератором переменного тока и двигателем.

Согласно изобретению создан способ управления насосом скважинного инструмента, способ содержит следующие этапы:

обеспечение инструмента скважинным контроллером для управления насосом;

измерение, по меньшей мере, одного системного параметра инструмента, расположенного в стволе скважины;

вычисление рабочего предела насоса на основании, по меньшей мере, одного системного параметра;

осуществление действия насоса и

ограничение действия насоса с помощью контроллера.

Способ может дополнительно включать в себя этап измерения, по меньшей мере, одного параметра пласта.

Способ может дополнительно включать в себя этап получения нужного параметра насоса на основании параметра пласта, при этом осуществляет действие насоса на основании нужного параметра насоса.

На этапе измерения, по меньшей мере, одного системного параметра можно измерять системный параметр, выбранный из группы, состоящей из угловой скорости турбины, необходимой мощности, температуры двигателя, системных потерь и их комбинаций.

На этапе измерения, по меньшей мере, одного параметра пласта можно измерять параметр пласта, выбранный из группы, состоящей из пластового давления, подвижности пластовой текучей среды, проницаемости пласта и их комбинаций.

Насос может быть связан с двигателем, и системный параметр может включать в себя температуру двигателя и при превышении температурой двигателя заранее определенного значения может регулировать рабочий предел насоса.

На этапе регулировки рабочего предела насоса можно регулировать скорость насоса.

На этапе измерения, по меньшей мере, одного системного параметра можно измерять, по меньшей мере, скорость турбины, связанной с насосом, или расход бурового раствора, протекающего через колонну труб.

На этапе вычисления рабочего предела можно вычислять выходную мощность турбины.

Согласно изобретению создан также способ эксплуатации насосной системы для скважинного инструмента, присоединенного к колонне труб, расположенной в стволе скважины, проходящий через подземный пласт, содержащий следующие этапы:

вращение турбины, расположенной в стволе скважины, буровым раствором, протекающим вниз через колонну труб;

получение мощности на выходе турбины;

приведение в действие насоса с помощью выходной мощности турбины;

измерение скорости турбины;

регулировка передачи, расположенной между турбиной и насосом, с помощью контроллера, расположенного в инструменте, на основании скорости турбины.

Краткое описание чертежей

Для более полного понимания раскрытых способов и устройств ниже приведено описание изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:

фиг.1 изображает вид спереди в вертикальной проекции бурильной системы, в которой можно использовать раскрытую систему испытания пласта;

фиг.2 - вид спереди в вертикальной проекции одного варианта осуществления компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в стволе скважины;

фиг.3 - вид в разрезе модуля анализа и откачки текучих сред раскрытой системы испытания пласта;

фиг.4 - схему насоса для доставки пластовой текучей среды из зонда, расположенного в лопасти инструмента, в отборные камеры, которые также показаны;

фиг.5 - логическую блок-схему одного способа использования пластовых и системных параметров для управления насосом в инструменте испытания пласта;

фиг.5A - график, изображающий кривую мощности турбины, включающую в себя максимальную выходную мощность;

фиг.6 - электрическую схему одной цепи управления отбором образцов, используемой для реализации способа, показанного на фиг.5, для управления двигателем насоса раскрытой системы испытания пласта;

фиг.7 - схему альтернативной сборки насосного блока для использования в раскрытой системе испытания пласта; и

фиг.8 - схему альтернативного дроссельного клапана для сборки насосного блока, показанной на фиг.7.

Следует понимать, что чертежи не обязательно выполнены в масштабе и что раскрытые варианты осуществления иногда проиллюстрированы схематически и в частичных видах. В ряде случаев, детали, которые не нужны для понимания раскрытых способов и устройств или которые связаны с другими деталями, трудными для понимания, могут быть опущены. Конечно, нужно понимать, что это раскрытие не ограничивается проиллюстрированными здесь конкретными вариантами осуществления.

Подробное описание изобретения

Настоящее изобретение относится к насосам для текучих сред и системам отбора образцов, описанным ниже и проиллюстрированным на фиг.2-8, которые можно использовать в скважинной среде бурения, например, показанной на фиг.1. В ряде аспектов настоящее изобретение относится к способам для использования насосов для текучих сред и управления ими. В одном или нескольких аспектах инструмент оценки параметров пласта во время бурения включает в себя усовершенствованный насос для текучих сред и усовершенствованный способ управления работой насоса. В ряде других аспектов раскрыты усовершенствованные способы оценки параметров пласта во время бурения.

Специалистам в данной области, ознакомившимся с данным описанием, будет ясно, что раскрытые устройства и способы можно применять не только к буровым работам и что бурение не является необходимым условием практического применения этого изобретения. Хотя это раскрытие относится главным образом к отбору образцов, раскрытые устройство и способ можно применять к другим операциям, в том числе нагнетанию.

Выражение "оценка параметров пласта во время бурения" относится к различным операциям отбора образцов и испытаниям, которые можно осуществлять в процессе бурения, например сбору образцов, откачке текучих сред, предварительным испытаниям, испытаниям на давление, анализу текучих сред, испытаниям на удельное сопротивление, и т.д. Заметим, что "оценка параметров пласта во время бурения" необязательно означает, что измерения производятся, в то время как буровая коронка фактически бурит пласт. Например, сбор образцов и откачка обычно осуществляются во время кратких остановок в процессе бурения. Таким образом, вращение буровой коронки приостанавливается для производства измерений. Бурение может продолжаться после осуществления измерений. Даже в вариантах осуществления, где измерения производятся только после остановки бурения, измерения можно производить без необходимости подъема бурильной колонны.

В данном описании термин "гидравлическая связь" используется для описания тел, которые соединены таким образом, что давление текучей среды может передаваться между соединенными предметами. Термин "в связи по текучей среде" используется для описания тел, которые соединены таким образом, что текучая среда может перетекать между соединенными предметами. Заметим, что "гидравлическое соединение" может включать в себя некоторые конфигурации, где текучая среда может не перетекать между предметами, но давление текучей среды, тем не менее, может передаваться. Таким образом, связь по текучей среде является частным случаем гидравлической связи.

На фиг.1 показана бурильная система 10, используемая для бурения скважины через подземные пласты 11. Буровая вышка 12 на поверхности 13 используется для вращения бурильной колонны 14, которая, на своем нижнем конце, имеет буровую коронку 15. Настоящее описание относится, в целом, к технологическим НКТ, на нижнем конце которых нет буровой коронки 15, которые спускаются в ствол скважины аналогично бурильной колонне и могут допускать циркуляцию бурового раствора по аналогии с циркуляцией бурового раствора в бурильной колонне 14. При вращении буровой коронки 15 насос 16 "бурового раствора" используется для нагнетания бурового раствора через бурильную колонну 14 в направлении стрелки 17 к буровой коронке 15. Буровой раствор, который используется для охлаждения и смазывания буровой коронки, выходит из бурильной колонны 14 через каналы (не показаны) в буровой коронке 15. Затем буровой раствор переносит буровой шлам с забоя скважины 18, перемещаясь вверх к поверхности 13, что показано стрелкой 19, через кольцевое пространство 21 между бурильной колонной 14 и пластом 11. Хотя на фиг.1 показана бурильная колонна 14, заметим, что это применимо также к технологическим НКТ и колоннам труб.

На поверхности 13 возвратный буровой раствор фильтруется и переносится обратно в емкость 22 для бурового раствора для повторного использования. Нижний конец бурильной колонны 14 включает в себя компоновку низа бурильной колонны ("КНБК") 23, которая включает в себя буровую коронку 15, а также совокупность утяжеленных бурильных труб 24, 25, которые могут включать в себя различные инструменты, например датчики КВБ или ИВБ и телеметрическое оборудование. Инструмент оценки параметров пласта во время бурения может, например, также включать в себя централизатор или стабилизатор 26 или располагаться в нем.

Стабилизатор 26 содержит лопасти, контактирующие со стенкой ствола скважины, как показано на фиг.1 для ограничения "качания" буровой коронки 15. "Качание" - это тенденция бурильной колонны, во время вращения, отклоняться от вертикальной оси ствола скважины 18, из-за чего буровая коронка меняет направление. Преимущество состоит в том, что стабилизатор 26 уже контактирует со стенкой 27 ствола скважины, благодаря чему требуется меньшее продвижение зонда для установления связи по текучей среде с пластом. Специалистам в данной области техники очевидно, что пластовой зонд можно размещать не только на стабилизаторе, без отхода за рамки объема этого раскрытия.

Согласно фиг.2 раскрытый инструмент 30 отбора текучей среды гидравлически связан пластом, через который проходит скважина, через инструмент испытания по давлению, обозначенный как целое позицией 31. Инструмент 31 содержит расширяемый зонд и поршни переустановки, показанные, например, в патенте США № 7114562. Инструмент 30 отбора текучей среды предпочтительно включает в себя модуль описания текучей среды и модуль откачки текучей среды, которые, оба, расположены в модуле или блоке 32, и, в необязательном порядке, модуль 33 сбора образцов. Различные другие инструменты или приборы ИВБ 34 могут включать в себя, но без ограничения, инструменты измерения удельного сопротивления, ядерные инструменты (измерения пористости и/или плотности) и т.д. На фиг.2 показаны стабилизаторы 26 буровой коронки 15. Относительное вертикальное перемещение компонентов 31, 32, 33, 34 может варьироваться, и инструменты 34 могут располагаться над и под инструментом 31 испытания на давление, и модуль 32 откачки и анализа текучей среды, а также модуль 33 сбора образцов текучей среды также могут располагаться над и под инструментом 31 испытания на давление или инструментами 34. Каждый компонент 31-34 обычно имеет длину в пределах от около 30 до около 40 футов.

Согласно фиг.3 раскрыт модуль 32 откачки и анализа пластовой текучей среды с высокоадаптивными особенностями управления. Различные особенности, раскрытые на фиг.3 и 4, используются для оперативной регулировки в соответствии с изменением условий окружающей среды. Для охвата широкого диапазона производительности, высокой изменчивости двигатель 35 насоса должен работать совместно со сложной электроникой или контроллером 36 и программно-аппаратным обеспечением для точного управления.

Мощность на двигатель 35 насоса поступает от специальной турбины 37, которая вырабатывает энергию, и генератора 38 переменного тока. Насос 41 согласно одному варианту осуществления включает в себя два поршня 42, 43, соединенные тягой 44 и расположенные в соответствующих цилиндрах 45, 46 соответственно. Двойная конфигурация поршень 42, 43/цилиндр 45, 46 действует посредством положительного объемного смещения. Поршень 42, 43 приводится в движение планетарным роликовым ходовым винтом 47, также подробно описанным на фиг.4, который связан с электродвигателем 35 через коробку передач 48. Коробку передач или передачу 48, приводимую в действие двигателем, можно использовать для изменения передаточного отношения между валом двигателя и валом насоса. Альтернативно, с той же целью можно использовать двигатель 35 в сочетании с генератором 38 переменного тока.

Двигатель 35 может входить в состав насоса 41 или составлять с ним единое целое, но, альтернативно, может быть отдельным компонентом. Планетарный роликовый ходовой винт 47 содержит гайку 39 и вал 49 с резьбой. Согласно предпочтительному варианту осуществления двигатель 35 является серводвигателем. Мощность насоса 41 должна составлять, по меньшей мере, 500 Вт, что соответствует около 1 кВт на генераторе 38 инструмента 32, и предпочтительно, по меньшей мере, около 1 кВт, что соответствует, по меньшей мере, около 2 кВт на генераторе 38 переменного тока.

Вместо конфигурации планетарного роликового ходового винта 47, показанной на фиг.4, можно использовать другие средства перемещения текучих сред, например винт подачи или отдельный гидравлический насос, который будет выдавать нефть с переменным высоким давлением, которую можно использовать для возвратно-поступательного движения поршневого агрегата 42, 43, 44.

Согласно фиг.3 утяжеленная бурильная труба 32 отбора образцов/анализа показана в одной конкретной конфигурации основных компонентов, но, с очевидностью, возможны и другие конфигурации, известные специалистам в данной области техники. Стрелки 51 указывают поток бурового раствора через утяжеленную трубу 32. Удлиняемый гидравлический/электрический соединитель 52 используется для соединения утяжеленной трубы 32 с испытательным инструментом 31 (фиг.2), и другой удлиняемый гидравлический/электрический соединитель 59 используется для соединения утяжеленной трубы 32 с модулем 33 сбора образцов (фиг.2). Примеры гидравлических соединителей, пригодных для соединения утяжеленных труб, приведены, например, в патентной заявке США № 11/160240, присвоенной правообладателю настоящего изобретения и включенной сюда посредством ссылки. Скважинная пластовая текучая среда поступает в инструментальную колонну через инструмент 31 испытания по давлению (фиг.2) и направляется в блок 53 клапанов через удлиняемый гидравлический/электрический соединитель 52. Согласно фиг.3 на клапанном блоке 53 образец текучей среды первоначально прокачивается через блок 54 идентификации текучей среды. Блок 54 идентификации текучей среды содержит оптический модуль 55 в совокупности с другими датчиками (не показаны) и контроллер 56 для определения состава текучей среды - составляющих нефти, воды, газа, бурового раствора - и его свойств, например плотности, вязкости, удельного сопротивления и т.д.

Из блока 54 идентификации текучей среды текучая среда поступает в блок перемещения текучих сред или насос 41 через группу клапанов в клапанном блоке 53, который объяснен более подробно со ссылкой на фиг.4. Согласно фиг.3 до поступления текучей среды в блок 53 она проходит из зонда испытателя 31 давления через гидравлический/электрический соединитель 52 и через анализатор 54.

На фиг.3 также показана схема от зонда 201, расположенного, например, в лопасти 202 инструмента 31 (фиг.2). От зонда 201 проходят две выкидные линии 203, 204. Выкидные линии 203, 204 можно независимо изолировать, манипулируя запорным клапаном 205 отбора образцов и/или запорным клапаном 206 предварительного испытания. Выкидная линия 203 связывает инструмент 32 насоса и анализатора с зондом 201 в испытательном инструменте 31. Выкидная линия 204 используется для «предварительных испытаний».

В ходе предварительного испытания запорный клапан 205 отбора образцов к инструменту 32 закрыт, запорный клапан 206 предварительного испытания к поршню 207 предварительного испытания открыт, и выравнивающий клапан 208 закрыт. Зонд 201 удлиняется по направлению к пласту, как указано стрелкой 209, и, когда удлинен, гидравлически связан с пластом (не показан). Поршень 207 предварительного испытания втягивается для снижения давления в выкидной линии 204, пока не будет пробита глинистая корка. Затем поршень 207 предварительного испытания останавливается и давление в выкидной линии 204 возрастает, пока не достигнет пластового давления. В ходе предварительного испытания можно собирать данные пластового давления. Данные, собранные в ходе предварительного испытания (или другого аналогичного испытания), можно использовать в качестве одного из параметров на этапе 85, показанном на фиг.5, который рассмотрен ниже. Предварительное испытание также можно использовать для определения того, что зонд 201 и пласт гидравлически связаны.

Согласно фиг.4 текучая среда поступает в одну из двух камер 45 или 46 смещения. Насос 41 действует так, что одна из камер 45 или 46 втягивает текучую среду, а другая выталкивает текучую среду. В зависимости от настройки клапана 61 выравнивания давления, выходящая жидкость закачивается обратно в ствол скважины 18 (или кольцевое пространство ствола скважины) или через гидравлический/электрический соединитель 59 в одну из отборных камер 62, 63, 64, которые располагаются в примыкающей отдельной утяжеленной бурильной трубе 33 (фиг.2). Хотя показаны только три отборные камеры 62, 63, 64, заметим, что можно применять больше или меньше трех камер 62, 63, 64. Очевидно, количество камер не критично, и выбор трех камер есть ни что иное, как предпочтительная конструкция.

Согласно фиг.4 накачивающее действие поршней 42, 43 блока перемещения текучих сред обеспечивается за счет планетарного роликового ходового винта 47, гайки 39 и вала 49 с резьбой. Двигатель 35 переменной скорости и связанная с ним коробка передач 48 приводит в движение вал 49 в двустороннем режиме под управлением контроллера 36, показанного на фиг.3. Зазоры между компонентами заполнены нефтью 50, и кольцевой сильфонный компенсатор обозначен позицией 50a.

Согласно фиг.4 при всасывании в камеру 45 текучая среда поступает в блок 53 клапанов и мимо обратного клапана 66 до входа в камеру 45. По выходу из камеры 45 текучая среда проходит через обратный клапан 67 в клапан 61 выравнивания давления, где она либо сбрасывается в ствол скважины 18, либо проходит через гидравлический/электрический соединитель 59, обратный клапан 68 и поступает в одну из камер 62, 63, 64. Аналогично, после всасывания в камеру 46 текучая среда проходит через обратный клапан 71 в камеру 46. По выходу из камеры 46 текучая среда проходит через обратный клапан 72, через клапан 61 выравнивания давления и поступает либо в ствол скважины 18, либо в модуль 33 сбора образцов текучей среды.

В ходе операции сбора образцов текучая среда первоначально закачивается в модуль 32 и выходит из модуля 32 через клапан 61 выравнивания давления в ствол скважины 18. Это действие промывает выкидную линию 75 от оставшейся жидкости до фактического наполнения камеры 62, 63, 64 для образцов новой или свежей пластовой текучей средой. Открытие и закрытие камеры 62, 63, 64 осуществляется с помощью совокупности специальных уплотнительных клапанов, обозначенной как целое позицией 76, которая связана с контроллером 36 или другим устройством. Датчик 77 давления полезен, помимо прочего, как индикатор для обнаружения заполнения всех отборных камер 62, 63, 64. Редукционный клапан 74 полезен, помимо прочего, как механизм защиты от создания избыточного давления текучей среды в отборной камере 62, 63, 64. Редукционный клапан 74 также можно использовать, когда нужно сбросить текучую среду в ствол скважины 18.

Согласно фиг.3 специализированный агрегат турбины 37 и генератора 38 необходим для обеспечения нужной величины электрической мощности для приведения в действие насоса 41. Для работы требуется, чтобы в ходе операций отбора образцов буровой раствор нагнетался через бурильную колонну 14. Производительность насоса должна быть достаточной для того, чтобы гарантировать как передачу телеметрии импульс давления бурового раствора ИВБ обратно на поверхность, так и (если используется) достаточную угловую скорость турбины 37 для передачи необходимой мощности двигателю 35 насоса 41.

На фиг.5 показан способ 80 управления насосной системой 41 инструмента 32 в ходе отбора текучей среды. Насосная система 41 действует под управлением предпочтительно скважинного контроллера 36 (фиг.3), который выполняет команды, хранящиеся в постоянной памяти (программируемое ПЗУ) инструмента 30. Скважинный контроллер может гарантировать, что насосная система 41 не выйдет за свои рабочие пределы, и может гарантировать эффективную работу насосной системы. Скважинный контроллер собирает оперативные измерения от датчика(ов) в инструменте 31 и/или датчика(ов) в инструменте 32 (фиг.4) и использует эти измерения в циклах адаптивной обратной связи способа 80 для оптимизации производительности насоса 41/насосной системы.

Способ 80 позволяет насосной системе 41 инструмента 32 работать без или с минимальным вмешательством оператора. Обычно наземный оператор может инициировать операцию отбора образцов, когда инструментальная колонна 14 прекращает вращаться (например, в ходе присоединения бурового стояка), подавая команду на один или несколько скважинных инструментов 31, 32, 33 посредством телеметрии. Инструмент 32 будет использовать насосную систему 41 согласно способу 80. Один или несколько инструментов 31, 32, 33 могут периодически передавать информацию наземному оператору о состоянии процесса отбора образцов, что помогает наземному оператору принимать решения, касающиеся прекращения сбора образцов, предписания инструменту 33 сохранить образец в камере, и т.д. Решение наземного оператора может сообщаться скважинным инструментам 31, 32, 33 посредством телеметрии импульсов давления бурового раствора. Инструменты 31, 32 могут совместно использовать информацию скважинных тактовых импульсов.

Начиная с левой стороны фиг.5, на этапе 85, инструмент 31 получает пласт/текучая среда характеристики/параметры, которые могут быть вычислены из данных давления, собранных в ходе предварительного испытания, описанного выше (см. также патенты США №№ 5644076 и 7031841 или патентную заявку США № 2005/0187715), и передает параметры инструменту 32 на этапе 86. Альтернативно или дополнительно, инструменту 32 на этапе 86 может передаваться другая информация от других инструментов, например глубина проникновения от инструмента измерения удельного сопротивления и т.д.

Ниже приведены следующие примеры данных, которые могут быть собраны или получены на этапе 85 и переданы инструменту на этапе 86: гидростатическое давление в стволе скважины, давление циркуляции в стволе скважины, подвижность текучей среды, которую можно охарактеризовать как отношение проницаемости пласта к вязкости текучей среды, и пластовое давление. Перепад давления между гидростатическим давлением и пластовым давлением также называется давлением репрессии. Предварительное испытание или любое другое испытание на давление может давать дополнительную информацию, например, о проницаемости глиняной корки, которая также может поступать на инструмент 32. Кроме того, инструменту 32 может передаваться меньшее количество или другие параметры, например, если вышеперечисленные параметры недоступны.

На этапе 87 осуществляются два этапа 87a и 87b. На этапе 87a нужный параметр насоса определяется на основании полученной информации о параметре(ах) пласта, определенном(ых) на этапе 85. Согласно одному варианту осуществления нужный параметр насоса может представлять собой “протокол/последовательность отбора образцов”, связанный с управляющей последовательностью насоса для отбора образцов. Последовательность может быть построена в виде предписанных уровней давления, изменений давления и/или расходов насоса и/или выкидных линий. Эти построения можно выразить как функцию времени, объема и пр.

Согласно одному варианту осуществления эта последовательность содержит фазу исследования, на которой подтверждается, улучшается или завершается модель пласта/ствола скважины, где подача насоса точно настраивается и где фильтрат бурового раствора обычно выкачивается из пласта, и фазу сохранения, обычно стационарную или “низкоударную”, на которой текучая среда закачивается в отборную камеру.

В другом примере протокол/последовательность отбора образцов выводится из подвижности на этапе 85. В случае низкой подвижности протокол отбора образцов соответствует монотонному увеличению подачи насоса (“Q”) с низкой скоростью, например Q=0,1 см³/с спустя 1 мин, Q=0,2 см³/с спустя 2 мин и т.д. В случае высокой мобильности, протокол отбора образцов соответствует монотонному увеличению подачи насоса с высокой скоростью, например Q=1 см³/с спустя 1 мин, Q=2 см³/с спустя 2 мин и т.д. Можно заметить, что эти значения носят исключительно иллюстративный характер, и фактические значения обычно зависят от диаметра входного отверстия зонда и других системных переменных. Увеличение расхода может продолжаться до достижения системных ограничений (мощность, механическая нагрузка, электрическая нагрузка) на этапе 89. Затем инструмент 32 может продолжать нагнетание на уровне, достигнутом на этапе 89, пока достаточное количество фильтрата бурового раствора не будет откачано из пласта и образец не будет взят.

В еще одном примере протокол/последовательность отбора образцов выводится путем достижения оптимального баланса между минимальной величиной депрессии, обеспечиваемой насосом, и максимальным объемом текучей среды, нагнетаемой за данное время. Модель пласта/ствола скважины использует функцию стоимости для определения идеальной/оптимальной/желательной подачи насоса Q и соответствующей величины депрессии на пласт для фазы сохранения. Функция стоимости может препятствовать установлению большой величины депрессии и низкой подачи насоса. Значения или форму функции стоимости можно регулировать на основании данных, собранных в ходе предыдущих этапов отбора образцов, производимых инструментом 32, и/или на основании данных, генерируемых путем моделирования операций отбора образцов. В идеальном случае, идеальная/оптимальная/желательная подача насоса Q и соответствующая величина депрессии на пласт отвечает системным возможностям. В необязательном порядке, модель пласта/ствола скважины включает в себя прогнозирование уровня загрязнения образца текучей среды фильтратом бурового раствора, и функция стоимости включает в себя целевой уровень загрязнения. Подъем до этой идеальной/оптимальной/желательной подачи насоса Q может дополнительно определяться минимизацией времени, необходимого для исследования пластовой текучей среды до сохранения образца. Протокол/последовательность отбора образцов может дополнительно включать в себя вариации вокруг идеальной/оптимальной/желательной подачи насоса Q, используемые для подтверждения или дальнейшего улучшения значения идеальной/оптимальной/желательной подачи насоса Q.

В еще одном примере ЭВМ с искусственным интеллектом используется для изучения правильных протоколов/последовательностей, предпочтительно, системных возможностей. Искусственный интеллект используется для объединения предыдущей операции сбора образцов, выполненной инструментом, и измерений в реальном времени для определения протокола/последовательности отбора образцов. ЭВМ с искусственным интеллектом использует базу данных скважины, где хранятся предыдущие сценарии операций.

На этапе 87b ожидаемый отклик пласта вычисляется на основании параметров пласта, полученных на этапе 85, и соответствующих параметров насоса, полученных на этапе 87a. Например, может генерироваться модель пласта/ствола скважины, которая позволяет прогнозировать отклик пласта на отбор образцов инструментом 32. В одном примере модель пласта/ствола скважины представляет собой выражение, которое выражает величину депрессии на пласт, разность между гидростатическим давлением в стволе скважины и давлением в выкидной линии, как функцию отдачи пласта. В частности, это выражение параметризуется репрессией и подвижностью. В другом примере модель пласта/ствола скважины содержит параметр, описывающий глубину проникновения фильтрата бурового раствора, и модель способна прогнозировать эволюцию свойства текучей среды, например, газового фактора, или уровня загрязнения для различных сценариев отбора образцов. В еще одном примере модели, известные в технике и построенные для анализа предварительного испытания (измерение давления на границе между призабойной или забойной зоной), приспособлены для анализа операций отбора образцов (см. патентную заявку США № 2004/0045706) и прогнозирования отклика пласта на отбор образов инструментом 32 согласно различным сценариям отбора образцов. В еще одном примере также можно использовать эмпирические модели, основанные на методах аппроксимации кривой или нейронной сети.

Отдача пласта и подача насоса не всегда одинаковы. Эти величины расхода обычно можно вывести друг из друга с помощью модели инструмента или выкидной линии, что известно из уровня техники. В ряде случаев отдача пласта близка к подаче насоса. Для простоты, авторы будут в дальнейшем полагать, что эти две величины равны, но следует понимать, что может возникнуть необходимость использовать модель инструмента или выкидной линии для вывода одной из другой.

Как показано на правой стороне фиг.5, на этапах 81, 82, 83, 84 определяются системные параметры. В частности, на этапе 81 определяются параметры турбины, которые могут включать в себя максимальную доступную мощность в скважине.

Как отмечено выше, насос 41 приводится в действие буровым раствором, текущим вниз по технологической НКТ, в данном случае через турбину. Максимальная доступная мощность для насоса 41 зависит от расхода бурового раствора. Расход бурового раствора зависит от параметров ствола скважины, например глубины, диаметра, искривления скважины, от типа используемого бурового раствора и от местной буровой вышки. Таким образом, расход бурового раствора заранее не известен и может изменяться по различным причинам.

Максимальную доступную мощность, определяемую на этапе 81, можно прогнозировать с использованием модели турбины 37 и/или турбины 37 и генератора 38. Эта модель может содержать кривые мощности. Например, каждая кривая мощности выражает мощность, генерируемую турбогенератором, как функцию угловой скорости турбины. На фиг.5A показан один пример кривой мощности для данного расхода бурового раствора.

Согласно примеру, показанному на фиг.5A, максимальную доступную мощность P_max можно определить из угловой скорости свободного вращения ω_FS и соответствующей нулевой мощности. Эти значения будут определять кривую мощности, соответствующую расходу бурового раствора. Полученная кривая мощности имеет пиковое значение мощности P_max для ограничения работы насоса. Предполагая, что расход бурового раствора остается постоянным, кривую мощности можно использовать для корреляции угловой скорости ω_OP с любой рабочей мощностью P_OP.

Максимум этой кривой определяет максимальную доступную мощность в скважине на этапе 81. Заметим, что также можно использовать вариации с использованием значений угловой скорости турбины и генерируемой мощности в течение периода времени. Эти способы могут предусматривать использование методов регрессии, например, для определения кривой мощности, соответствующей текущему расходу бурового раствора, на основании элементов данных, собранных в течение периода, и/или для отслеживания вариаций расхода бурового раствора в течение периода времени.

Вычисленную на этапе 81 максимальную доступную мощность в скважине можно использовать в качестве рабочего предела. Работу насоса 41 можно ограничивать на основании этого и/или других рабочих пределов, что описано ниже со ссылкой на этап 89. В одном примере измеренная рабочая мощность, вырабатываемая турбиной 37 и генератором 38, P_OP сравнивается с максимальной мощностью P_max. Когда измеренная генерируемая мощность достигает максимальной мощности, подачу насоса и/или перепад давления на насосе можно ограничить. Ограничивая мощность насоса и, следовательно, мощность, отбираемую у турбины 37 и генератора 38, можно предотвратить остановку турбины. Предпочтительно рабочую точку (“L”) можно ограничивать, когда измеренная рабочая мощность, вырабатываемая турбиной 37 и генератором 38, составляет около 80% максимальной доступной мощности в скважине.

На этапе 82 осуществляется дополнительное управление насосом 41 на основании ограничений электрической нагрузки. В частности, ограничивается пиковый ток в обмотке возбуждения двигателя. Пиковый ток связан с критическим крутящим моментом двигателя 35. Таким образом, двигателем 35 можно управлять по циклу обратной связи на основании критического крутящего момента. Критическое значение крутящего момента можно ограничивать на этапе 89, чтобы ток не превышал пиковый ток в обмотке возбуждения.

На этапе 83 осуществляется дополнительное управление насосом 41 на основании ограничений механической нагрузки. Например, можно ограничивать крутящий момент, приложенный к ходовому винту 39. Двигателем 35 можно управлять по циклу обратной связи на основании крутящего момента. Критическое значение крутящего момента можно ограничивать на этапе 89 так, чтобы оно не превышало крутящую нагрузку на роликовый ходовой винт 39.

В другом примере другие механические детали, например поршни 42, 43 блока перемещения текучих сред, могут иметь ограничения по положению, напряжению или линейной скорости. Двигателем 35 можно управлять по циклу обратной связи на основании крутящего момента, скорости вращения или оборотов для удовлетворения этих ограничений.

На этапе 84 осуществляется дополнительное управление насосом потерь в насосной системе или системных потерь. Максимальная доступная мощность на выходе насоса оценивается, отслеживается или прогнозируется на этапе 84 как функция максимальной доступной мощности в скважине и потерь в насосной системе. Например, потери на мощной электронике и электроприводе изменяются в зависимости от угловой скорости двигателя, крутящего момента двигателя и температуры. Другие потери, например потери на трение, также могут присутствовать в системе. Потери можно прогнозировать с помощью модели потерь, которую можно непрерывно адаптировать как часть способа 80. Двигателем 35 можно управлять так, чтобы произведение крутящего момента двигателя и фактической подачи насоса (выходной мощности насоса) не превышало максимальной доступной мощности на выходе насоса.

На этапе 89 параметры насоса обновляются. Согласно фиг.4 в начале работы насоса заданные параметры привода насоса предпочтительно обновляются в соответствии с начальной работой насоса, которая осуществляется в конце испытания пластового давления с помощью зонда 201. В начале работы насоса выкидная линия 204 в инструменте 32 находится в равновесии с пластовым давлением. Инструмент выкидной линии три, который находится впереди инструмента 33 отбора образцов, по-прежнему перекрыт клапаном 205 и заполнен текучей средой под гидростатическим давлением. Чтобы не подвергать пласт никаким гидравлическим ударам, насос 41 включается до открытия выкидной линии 203 и клапанного блока 53 для снижения давления в нижней выкидной линии 75, пока оно не сравняется с пластовым давлением. После этого открывается клапанный блок 53 нижней выкидной линии и устанавливается связь с зондом 31 отбора образцов, позволяющая начать накачку. В начале операции отбора образцов клапан 61 выравнивания давления активируется (т.е. верхняя коробка 61a активна) и насос 41 активируется, пока давление, воспринимаемое датчиком 57, не сравняется с пластовым давлением, воспринимаемым датчиком 210 в инструменте 31. Затем открывается запорный клапан 205 отбора образцов.

На этапе 89 на фиг.5 работа насоса обновляется согласно нужным параметрам насоса, полученным на этапе 87a, под управлением преобладающих условий эксплуатации, определенных на одном или нескольких этапах 81, 82, 83 и 84. Если нужные параметры насоса отвечают условиям эксплуатации, то нужные параметры насоса используются для обновления работы насоса; если нет, то ограничения по условиям эксплуатации используются для обновления работы насоса. Если достигнуты рабочие пределы, то инструмент 32 может передать эту информацию наземному оператору. Флаг состояния инструмента может передаваться посредством телеметрии на этапе 94. Оператор, ознакомившись с этой информацией, может изменить расход бурового раствора для увеличения скорости турбины 37 и генерации большей мощности в скважине. Кроме того, повышение расхода бурового раствора может привести к снижению температуры бурового раствора, поступающего в инструмент 32, и, таким образом, к охлаждению деталей инструмента 32.

На этапе 90 измеряется отклик пласта/ствола скважины на отбор образцов инструментом 32. В частности, измеряется давление на выкидной линии совместно с подачей насоса. Затем вычисляется отдача пласта с помощью модели инструмента. Как отмечено выше, отдачу пласта можно аппроксимировать подачей насоса.

Помимо измеренного отклика пласта/ствола скважины на отбор образцов инструментом 32, модуль 54 анализа текучих сред можно использовать для обеспечения обратной связи с алгоритмом. Модуль 54 анализа текучих сред может выдавать оптические плотности на разных длинах волны, которые можно использовать, например, для вычисления газового фактора образца текучей среды, для мониторинга загрязнения откачиваемой текучей среды фильтратом бурового раствора и т.д. Другие варианты использования включают в себя обнаружение пузырьков или песка в выкидной линии, на наличие которых может указывать разброс оптической плотности.

На этапе 92a производится сравнение отклика пласта/ствола скважины, измеренного на этапе 90, с предполагаемым откликом пласта, полученным на этапе 87b. Это сравнение можно использовать для точной настройки протокола/последовательности 92b отбора образцов. В одном примере депрессию и отдачу пласта можно сравнивать с линейной моделью. Падение давления относительно линейной характеристики или рост, меньший, чем предусматривает пропорциональная зависимость, могут указывать на потерю герметичности, наличие газа в выкидной линии и т.д. Эти события можно подтвердить путем мониторинга свойства выкидной линии (например, оптического свойства) в модуле анализа текучих сред.

Кроме того, этап 92a может включать в себя сравнение эволюции свойства текучей среды, измеренной на этапе 90, с предполагаемой характеристикой, например, части модели, полученной на этапе 87b. Например, можно отслеживать свойство текучей среды, связанное с загрязнением (например, газовый фактор), и любое отклонение от предполагаемой характеристики (известной в технике как очищенной характеристики) можно интерпретировать как потерю герметичности. Потеря герметичности может потребовать регулировки протокола/последовательности (92b) отбора образцов, например снижения подачи насоса для снижения перепада давления на пакере зонда. Регулировки протокола/последовательности отбора образцов могут потребовать и другие события.

В другом примере свойство текучей среды отслеживается на этапе 90 для обнаружения, состоит ли образец текучей среды, поступающий в инструмент, из одной фазы, т.е. что давление отбора образцов не ниже точки кипения или точки росы коллекторной текучей среды. Свойство текучей среды должно быть чувствительно к наличию пузырьков или твердых частиц в текучей среде. Оптическая плотность текучей среды, флюоресценция текучей среды и плотность или вязкость текучей среды являются свойствами, которые можно использовать для раннего обнаружения газообразной или твердой фазы, когда величина депрессии падает против ожидания слишком медленно на этапе 90.

В еще одном примере эволюцию свойства текучей среды также можно использовать для калибровки модели загрязнения. Обновленную модель можно использовать для прогнозирования времени, необходимого для достижения целевого уровня загрязнения, с использованием методов, известных в технике. В еще одном примере свойство текучей среды отслеживается, и его стационарность обнаруживается и используется для информирования наземного оператора о том, что закачиваемая текучая среда, скорее всего, не содержит загрязнений и образец можно сохранить.

На этапе 91 измеряются критические температуры насосной системы, которые могут включать в себя температуру генератора 38, температуру мощной электроники, температуру электродвигателя и пр. На этапе 93 температура, измеренная на этапе 91, сравнивается с предельными значениями, например заранее определенными предельными значениями. Предположим в целях иллюстрации, что на этапе 91 была измерена температура генератора. Если температура слишком высока, то на этапе 93b можно снизить предельные обороты двигателя для снижения мощности, отбираемой у генератора 38, и тепла, выделяемого генератором 38. В другом примере на этапе 91 можно измерять температуру обмотки возбуждения двигателя. Если эта температура слишком высока, можно снизить предельные обороты двигателя для снижения крутящего момента, развиваемого двигателем 35, и, таким образом, тепла, выделяемого током, проходящим через двигатель 35.

На этапе 94 данные, которые могут передаваться наземному оператору, включают в себя вычисленное пластовое давление и фактическое значение подачи насоса. Передача на поверхность обычно осуществляется посредством телеметрии бурового раствора. Другие значения, которые могут передаваться на поверхность, включают в себя данные расхода текучей среды, совокупный объем образцов, одно или несколько свойств текучей среды от анализатора 54 текучих сред и состояние инструмента. Данные, передаваемые посредством телеметрии, кодируются/сжимаются для повышения пропускной способности канала связи между инструментами 31 и 32 и поверхностью в ходе операции отбора образцов. Рабочие данные также могут сохраняться в скважине в энергонезависимой памяти (флэш-памяти) для дальнейшего извлечения и использования после возврата на поверхность.

На фиг.6 показан один пример реализации способа, представленного на фиг.5. Цикл управления организован в виде двухуровневой системы с каскадным циклом управления. Структура управления типична для регулировки двигателя постоянной скорости. Преимущество предложенной конструкции инструмента состоит в том, что подача насоса непосредственно связана с двигателем, что позволяет производить измерение и управление с очень высокой точностью. Точность зависит от реализации измерения положения двигателя. Преобразователь, подключенный к двигателю, выдает информацию о положении двигателя с высоким разрешением. Фактическую подачу насоса Q_act можно вычислять из информации о положении двигателя и системной постоянной передачи. Фактическое значение крутящего момента двигателя τ_act можно вычислять из тока фазы двигателя и информации о положении двигателя.

Нижний уровень регулирует крутящий момент в измеренных положениях, верхний уровень регулирует обороты двигателя и, таким образом, подачу насоса. Активаторы в циклах управления работают с очень высоким динамическим откликом. Динамические характеристики пласта значительно медленнее, чем управление насосом.

Оптимизатор 105 частоты отбора образцов задает протокол/последовательность отбора образцов с идеальной частотой и реагирует на любое изменение в поведении пласта, например перепады давления на выкидной линии, регистрируемые датчиком 57, или на любое изменение свойств откачиваемой текучей среды, например появление газа в выкидной линии, регистрируемое оптическим анализатором 55 текучих сред. Анализатор 105 частоты отбора образцов также может непрерывно адаптироваться к модели пласта. Оптимизатор 105 частоты отбора образцов выдает на ограничитель 104 скорости значение идеального/оптимального/желательного расхода.

Ограничитель 104 скорости отслеживает температуры системы и прогнозирует максимальную доступную мощность из циркуляции бурового раствора. Ограничитель 104 скорости ограничивает идеальный/оптимальный/желательный расход так, чтобы мощность, потребляемая насосной системой, не превышала максимальную доступную мощность (в пределах запаса прочности, например 0,8) и чтобы система не перегревалась. Пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор 109 регулирует значение заданного крутящего момента τ_set на основании разности между заданным значением подачи насоса Q_set и вычисленным фактическим значением подачи насоса Q_act. Ограничитель 110 крутящего момента гарантирует, что крутящий момент, необходимый для обеспечения заданной частоты отбора образцов, не превышает пикового крутящего момента роликового ходового винта и крутящего момента, соответствующего пиковому току через обмотку возбуждения двигателя. Пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор 112 сравнивает заданное значение крутящего момента двигателя Q_set с вычисленным фактическим значением подачи насоса Q_act.

Для удобства, ниже перечислены символы, используемые на фиг.5 и 6:

Q_set: заданное значение подачи насоса

Q_act: вычисленное фактическое значение подачи насоса

p_f: измеренное давление на выкидной линии

τ_set: заданное значение крутящего момента двигателя

τ_act: фактическое значение крутящего момента двигателя

P_max: отслеженная максимальная доступная мощность турбины

PM: широтно-импульсный модулятор

PID: пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор

Наконец, на фиг.7 и 8 показана альтернативная конфигурация двигателя 41a блока перемещения текучих сред. Двигатель 41a представляет собой двигатель Муано, который подключен к коробке передач или другой механической передаче 48a. Коробка передач 48a приводится в действие турбиной 37a, которая, в свою очередь, приводится в действие буровым раствором, протекающим в направлении стрелок 17a. На фиг.7 показаны выходной канал 120 для бурового раствора и обмотка 121 статора турбины. Таким образом, насос 41a не включает в себя генератор переменного тока. Поток текучей среды в турбину 37a регулируется соленоидным клапаном 122, который включает в себя дроссель или конусообразное седло 123. Дроссель 123 отрегулирован для управления потоком бурового раствора, входящим в турбину 37a, а следовательно, для управления потоком пластовой текучей среды, закачиваемой насосным блоком 41a. Клапан 122 может действовать под управлением на фиксированной частоте, предпочтительно автоматически управляется встроенным программным обеспечением инструмента, на основании расхода, измеренного расходомером 124, или давления откачиваемой текучей среды.

Использованы обратный клапан 61a для бурового раствора и расходомер 124 на выходе в ствол скважины. Текучая среда, из которой берут образцы, поступает из насоса 41a через клапан 53a, который в этом случае является еще одним соленоидным клапаном, аналогичным клапану 122. Выкидная линия 75a проходит в отборные камеры, схематически показанные стрелкой 62a, 63а, 64a. Имеется входной канал 31a зонда с резиновым пакером 124. Датчик (не показан) отслеживает такие свойства, как оптическая плотность, флюоресценция, сопротивление, давление и температура текучей среды, закачиваемой в инструмент.

Альтернативно, коробка передач 48a может представлять собой бесступенчатую коробку передач, например, выполненную с передаточным отношением, регулируемым встроенным программным обеспечением инструмента. Коробка передач 48a также может иметь возможность обращать направление потока с использованием вариатора в сочетании с переключателем. Инструмент, показанный на фиг.7, также можно использовать для операций нагнетания.

На фиг.8 показана альтернатива соленоидному клапану 122, показанному на фиг.7, которая обозначена 122a. Двигатель 125 используется для приведения в движение муфты 126, каналы 127 которой выровнены или не выровнены с выкидной линией 128 бурового раствора. Путь потока бурового раствора в целом показан стрелками 17b.

Хотя были изложены лишь некоторые варианты осуществления, на основании вышеприведенного описания специалисты в данной области техники смогут предложить альтернативы и модификации. Эти и другие альтернативы считаются эквивалентами и отвечают сущности и объему этого раскрытия и прилагаемой формулы изобретения.

Claims (25)

1. Система гидравлического насоса для скважинного инструмента, подсоединенного к колонне труб, расположенной в стволе скважины, проходящей через подземный пласт, содержащая насос, приводимый в действие буровым раствором, протекающим вниз через колонну труб, находящийся в сообщении по текучей среде с, по меньшей мере, пластом или стволом скважины и соединенный с контроллером, управляющим скоростью насоса на основании, по меньшей мере, одного параметра, выбранного из группы, состоящей из объемного расхода бурового раствора, температуры инструмента, пластового давления, подвижности текучей среды, системных потерь, ограничений механической нагрузки, давления в стволе скважины, доступной мощности, ограничений электрической нагрузки и их комбинаций.

2. Система гидравлического насоса по п.1, в которой насос содержит первую камеру с расположенным в ней первым поршнем, вторую камеру с расположенным в ней вторым поршнем, причем первый и второй поршни соединены друг с другом, первая и вторая камеры находятся в сообщении по текучей среде с клапанным блоком, который находится в сообщении по текучей среде с пластом, стволом скважины и, по меньшей мере, одной камерой отбора текучей среды, поршни присоединены к двигателю, присоединенному к контроллеру.

3. Система гидравлического насоса по п.2, в которой поршни связаны с планетарным роликовым ходовым винтом, соединенным с передачей, связанной с двигателем.

4. Система гидравлического насоса по п.1, в которой насос соединен с передачей, соединенной с турбиной, находящейся в сообщении по текучей среде с буровым раствором, протекающим вниз по колонне труб.

5. Система гидравлического насоса по п.4, в которой насос является насосом Муано.

6. Система гидравлического насоса по п.1, в которой скорость бурового раствора, взаимодействующего с турбиной, контролируется дроссельным клапаном, соединенным с контроллером.

7. Система гидравлического насоса по п.1, дополнительно содержащая первый датчик давления, расположенный между насосом и первой стороной клапана, второй датчик давления, расположенный на второй стороне клапана, причем первый и второй датчики соединены с контроллером, и контроллер способен открывать клапан, когда давление, воспринимаемое первым датчиком, по существу, равно давлению, воспринимаемому вторым датчиком.

8. Система гидравлического насоса для скважинного инструмента, подсоединенного к колонне труб, расположенной в стволе скважины, проходящем через подземный пласт, содержащая турбину, приводимую в действие буровым раствором, протекающим вниз через колонну труб, передачу, оперативно присоединенную к турбине, насос, оперативно подключенный к передаче, первый датчик, подключенный к турбине или потоку бурового раствора для измерения, по меньшей мере, скорости турбины или расхода бурового раствора, и контроллер, подключенный к передаче и датчику и способный регулировать передачу на основании скорости турбины или расхода бурового раствора.

9. Система гидравлического насоса по п.8, в которой передача содержит генератор переменного тока, оперативно присоединенный к турбине и двигателю.

10. Система гидравлического насоса по п.8, в которой передача содержит механическую передачу, расположенную между турбиной и насосом.

11. Система гидравлического насоса по п.10, в которой механическая передача включает в себя коробку передач, оперативно соединяющую турбину и насос, и включающую в себя множество зубчатых колес для изменения передаточного отношения.

12. Система гидравлического насоса по п.10, в которой механическая передача является изменяемой.

13. Система гидравлического насоса по п.8, дополнительно включающая в себя второй датчик, расположенный в инструменте, подключенный к контроллеру и измеряющий системный параметр.

14. Система гидравлического насоса по п.8, дополнительно включающая в себя второй датчик, расположенный в инструменте, подключенный к контроллеру и измеряющий параметр пласта.

15. Система гидравлического насоса по п.9, дополнительно включающая в себя, по меньшей мере, датчик тока или датчик напряжения, подключенный к контроллеру и расположенный между генератором переменного тока и двигателем.

16. Способ управления насосом скважинного инструмента, содержащий следующие этапы:
обеспечение инструмента скважинным контроллером для управления насосом;
измерение, по меньшей мере, одного системного параметра инструмента, расположенного в стволе скважины;
вычисление рабочего предела насоса на основании, по меньшей мере, одного системного параметра;
осуществление действия насоса и
ограничение действия насоса с помощью контроллера.

17. Способ по п.16, дополнительно включающий в себя этап измерения, по меньшей мере, одного параметра пласта.

18. Способ по п.17, дополнительно включающий в себя этап получения нужного параметра насоса на основании параметра пласта, при этом осуществляют действие насоса на основании нужного параметра насоса.

19. Способ по п.16, в котором на этапе измерения, по меньшей мере, одного системного параметра измеряют системный параметр, выбранный из группы, состоящей из угловой скорости турбины, необходимой мощности, температуры двигателя, системных потерь и их комбинаций.

20. Способ по п.17, в котором на этапе измерения, по меньшей мере, одного параметра пласта измеряют параметр пласта, выбранный из группы, состоящей из пластового давления, подвижности пластовой текучей среды, проницаемости пласта и их комбинаций.

21. Способ по п.16, в котором насос связан с двигателем, и системный параметр включает в себя температуру двигателя, и при превышении температур двигателя заранее определенного значения регулируют рабочий предел насоса.

22. Способ по п.21, в котором на этапе регулировки рабочего предела насоса регулируют скорость насоса.

23. Способ по п.16, в котором на этапе измерения, по меньшей мере, одного системного параметра измеряют, по меньшей мере, скорость турбины, связанной с насосом, или расход бурового раствора, протекающего через колонну труб.

24. Способ по п.23, в котором на этапе вычисления рабочего предела вычисляют выходную мощность турбины.

25. Способ эксплуатации насосной системы для скважинного инструмента, присоединенного к колонне труб, расположенной в стволе скважины, проходящий через подземный пласт, содержащий следующие этапы:
вращение турбины, расположенной в стволе скважины, буровым раствором, протекающим вниз через колонну труб;
получение мощности на выходе турбины;
приведение в действие насоса с помощью выходной мощности турбины;
измерение скорости турбины;
регулировка передачи, расположенной между турбиной и насосом, с помощью контроллера, расположенного в инструменте, на основании скорости турбины.

Images