RU2464419C2

RU2464419C2 - Method and devices for sampling heavy oil from underground reservoir

Info

Publication number: RU2464419C2
Application number: RU2009149368/03A
Authority: RU
Inventors: Карстен СОННЕ (DK); Карстен СОННЕ; Питер С. ХЕДЖЕМЕН (US); Питер С. ХЕДЖЕМЕН; Энтони Р.Х. ГУДВИН (US); Энтони Р.Х. ГУДВИН; Рикардо ВАСКЕС (FR); Рикардо ВАСКЕС
Original assignee: Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2007-05-30
Filing date: 2008-05-29
Publication date: 2012-10-20
Also published as: CA2687372A1; RU2009149368A; WO2008150825A1; CA2687372C; MX2009012725A

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: proposed method comprises arranging first instrument with heater in borehole so that heater fits in underground bed section, heating the latter, withdrawing first instrument therefrom to arrange second instrument with sampling probe therein to make said probe stay in contact with bed section heated by heater, and sampling fluid from said section of bed heated by heater.

EFFECT: easier sampling.

15 cl, 9 dwg

Description

Область техники, к которой относится раскрытиеFIELD OF THE INVENTION

В общем, настоящее раскрытие относится к отбору проб пластовых флюидов и более конкретно к способам и устройствам для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта.In general, the present disclosure relates to sampling formation fluids, and more particularly, to methods and devices for sampling heavy oil from an underground formation.

Предпосылки создания изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION

Неглубоко залегающие подземные углеводородсодержащие пласты, которые обычно находятся на глубине меньше тысячи метров от поверхности, часто содержат тяжелую нефть. Температуры и гидростатические давления, соответствующие этим неглубоко залегающим пластам, часто ниже 100°С и 30 МПа, соответственно. Геологическая служба США относит нефть к категории тяжелой нефти на основании плотности и вязкости флюида. В частности, в соответствии с определением геологической службы США умеренно тяжелая нефть имеет плотность от 903 до 946 кг/м³, что соответствует плотности в градусах Американского нефтяного института (АНИ) от 25 до 18, и вязкость от 10 до 100 мПа·с. В условиях коллектора такая умеренно тяжелая нефть обычно является подвижной. Кроме того, в соответствии с определением геологической службы США сверхтяжелая нефть имеет плотность от 944 до 1021 кг/м³, что соответствует плотности в градусах Американского нефтяного института (АНИ) от 20 до 7, и вязкость от 100 до 10000 мПа·с. В условиях коллектора такая сверхтяжелая нефть обычно не является подвижной. Вязкость тяжелой нефти, например упомянутая выше, в сочетании с проницаемостью пласта, содержащего тяжелую нефть, определяет подвижность тяжелой нефти. В свою очередь, подвижность тяжелой нефти может оказывать существенное влияние на способы, необходимые для отбора пробы и добычи тяжелой нефти из пласта.Shallow-lying underground hydrocarbon-containing formations, which are usually located at a depth of less than a thousand meters from the surface, often contain heavy oil. The temperatures and hydrostatic pressures corresponding to these shallow beds are often below 100 ° C and 30 MPa, respectively. The US Geological Survey categorizes oil as a heavy oil based on fluid density and viscosity. In particular, in accordance with the definition of the US Geological Survey, moderately heavy oil has a density of 903 to 946 kg / m ³ , which corresponds to a density in degrees of the American Petroleum Institute (ANI) of 25 to 18, and a viscosity of 10 to 100 MPa · s. In reservoir conditions, such a moderately heavy oil is usually mobile. In addition, in accordance with the definition of the US Geological Survey, superheavy oil has a density of 944 to 1021 kg / m ³ , which corresponds to a density in degrees of the American Petroleum Institute (ANI) of 20 to 7, and a viscosity of 100 to 10,000 mPa · s. Under reservoir conditions, such superheavy oil is usually not mobile. The viscosity of heavy oil, for example, mentioned above, in combination with the permeability of the formation containing heavy oil, determines the mobility of heavy oil. In turn, the mobility of heavy oil can have a significant impact on the methods necessary for sampling and producing heavy oil from the reservoir.

При отборе пробы тяжелой нефти из пласта желательно и часто необходимо, чтобы проба была химически репрезентативной относительно флюида (а именно репрезентативной относительно составных компонентов и молярной доли) в пласте, из которого извлекают пробу. Поэтому предпочтительно, чтобы проба была по существу свободна от загрязнителей, таких как буровой раствор или фильтрат, или же должна оставаться по существу химически неизменной в процессе отбора пробы. Проба, которая точно представляет характеристики флюида в пласте, позволяет определять надлежащую стратегию добычи. Однако процессы отбора проб могут вызывать и часто делают это необратимые существенные изменения в углеводородном флюиде, отбираемом из пласта, вследствие чего значительно возрастает трудность выбора соответствующей стратегии добычи.When sampling heavy oil from a formation, it is desirable and often necessary that the sample be chemically representative of the fluid (namely, representative of the constituent components and the molar fraction) in the formation from which the sample is taken. Therefore, it is preferred that the sample be substantially free of contaminants such as drilling mud or filtrate, or should remain substantially chemically unchanged during the sampling process. A sample that accurately represents the characteristics of the fluid in the formation determines the proper production strategy. However, sampling processes can cause and often do so irreversible significant changes in the hydrocarbon fluid taken from the reservoir, which greatly increases the difficulty in choosing the appropriate production strategy.

На практике, в способах отбора проб пластового флюида обычно должны преодолеваться ограничения, связанные с подвижностью флюида, типом пласта, нежелательными фазовыми переходами, пластом из эмульсий или иных смесей с другими фазами (например, с погребенной водой) и т.д. В случае отбора проб тяжелой нефти упомянутые выше ограничения иногда усугубляют трудности, поскольку тяжелую нефть часто находят в неуплотненных (например, песчаных) пластах, и часто тяжелая нефть не является в достаточной степени подвижной, чтобы можно было отбирать пробы, используя пробоотборник, имеющий зондовый узел, который контактирует со стенкой ствола скважины. Более конкретно насосы пробоотборника обычно обеспечивают минимальную скорость откачивания потока флюида около 0,1 см³/с, при которой с учетом относительно низкой подвижности тяжелого флюида на протяжении пласта могут возникать относительно большие падения давления, которые могут приводить к образованию эмульсий и/или обрушению пласта, или фазовому переходу флюида.In practice, in sampling methods for formation fluid, limitations associated with fluid mobility, type of formation, undesired phase transitions, formation of emulsions, or other mixtures with other phases (e.g., buried water), etc., should usually be overcome. In the case of heavy oil sampling, the limitations mentioned above sometimes exacerbate the difficulties, since heavy oil is often found in unconsolidated (e.g., sand) formations, and often heavy oil is not sufficiently mobile to allow sampling using a sampler having a probe assembly which contacts the borehole wall. More specifically, sampler pumps typically provide a minimum fluid pumping rate of about 0.1 cm ³ / s, which, given the relatively low mobility of heavy fluid throughout the formation, can cause relatively large pressure drops that can cause emulsions and / or collapse of the formation , or fluid phase transition.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

В соответствии с одним осуществлением изобретения предложен способ отбора проб флюида из подземного пласта, при котором располагают первый прибор, имеющий подогреватель, в стволе скважины так, что подогреватель прилегает к участку подземного пласта, подогревают подогревателем участок подземного пласта, перемещают первый прибор в стволе скважины; располагают второй прибор, имеющий пробоотборное впускное отверстие, в стволе скважины так, что пробоотборное впускное отверстие сообщено с участком подземного пласта, подогретого подогревателем, и отбирают через пробоотборное впускное отверстие пробу флюида из участка подземного пласта, подогретого подогревателем.In accordance with one embodiment of the invention, there is provided a method for sampling fluid from an underground formation, wherein a first device having a heater is located in a wellbore so that the heater is adjacent to a portion of the underground formation, a portion of the underground formation is heated with a heater, and the first device is moved in the wellbore; a second device having a sampling inlet is disposed in the wellbore so that the sampling inlet is in communication with a portion of an underground formation heated by a heater, and a fluid sample is taken through a sampling inlet from a portion of an underground formation heated by a heater.

В соответствии с другим осуществлением изобретения предложена система для подогрева и получения проб тяжелой нефти из подземного пласта, содержащая первый прибор, второй прибор и модуль ориентации. Первый прибор включает в себя нагревательный модуль для передачи тепловой энергии к участку подземного пласта и блок управления подогревом для регулирования тепловой энергии, создаваемой нагревательным модулем. Второй прибор включает в себя пробоотборное впускное отверстие. Модуль ориентации выполнен с возможностью управления ориентацией впускного отверстия относительно подземного пласта.In accordance with another embodiment of the invention, there is provided a system for heating and obtaining samples of heavy oil from an underground formation, comprising a first device, a second device, and an orientation module. The first device includes a heating module for transferring thermal energy to a portion of the underground formation and a heating control unit for controlling thermal energy generated by the heating module. The second instrument includes a sampling inlet. The orientation module is configured to control the orientation of the inlet relative to the subterranean formation.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

На чертежах показано следующее:The drawings show the following:

фиг.1 - изображает вид варианта скважинного прибора для подогрева пласта, который развернут в стволе скважины для подогрева участка подземного пласта, предназначенного для отбора пробы тяжелой нефти;figure 1 - depicts a view of a variant of the downhole tool for heating the formation, which is deployed in the wellbore to heat the plot of the underground formation intended for sampling of heavy oil;

фиг.2 - более детализированный вид прибора для подогрева из фиг.1;figure 2 is a more detailed view of the device for heating from figure 1;

фиг.3а - вид варианта прибора для отбора проб из пласта, который может быть использован для получения пробы тяжелой нефти из предварительно подогретого объема пласта;figa - view of a variant of the device for sampling from the reservoir, which can be used to obtain samples of heavy oil from a preheated volume of the reservoir;

фиг.3b - вид другого варианта прибора для отбора проб из пласта, который может быть использован для получения пробы тяжелой нефти из предварительно подогретого объема пласта;fig.3b is a view of another embodiment of a device for sampling from a reservoir, which can be used to obtain a sample of heavy oil from a preheated volume of the reservoir;

фиг.4 - более детализированный вид варианта пробоотборного модуля, показанного на фиг.3а;4 is a more detailed view of a variant of the sampling module shown in figa;

фиг.5 - блок-схему последовательности стадий варианта способа для подогрева подземного пласта;5 is a block diagram of the sequence of stages of a variant of the method for heating an underground formation;

фиг.6 - блок-схему последовательности стадий варианта способа отбора пробы пластового флюида из предварительно подогретой площади подземного пласта;6 is a flowchart of a sequence of steps of an embodiment of a method for sampling formation fluid from a preheated area of an underground formation;

фиг.7а - вид варианта приборной колонны, включающей в себя прибор для подогрева и отдаленный прибор для отбора проб, в положении подогрева;figa is a view of a variant of the instrument column, including a device for heating and a remote device for sampling, in the heated position;

фиг.7b - вид варианта приборной колонны из фиг.7а в положении отбора пробы;Fig.7b is a view of a variant of the instrument column of Fig.7a in the sampling position;

фиг.8a-8b - виды другого варианта колонны, включающей в себя прибор для подогрева и отдаленный прибор для отбор проб, которая может быть использована для обеспечения подвижности и получения проб тяжелой нефти;figa-8b are views of another variant of the column, including a device for heating and a remote device for sampling, which can be used to provide mobility and obtaining samples of heavy oil;

фиг.9 - блок-схему последовательности стадий варианта способа обеспечения подвижности и отбора проб пластового флюида.Fig.9 is a flowchart of a sequence of stages of a variant of a method for providing mobility and sampling of formation fluid.

Подробное описаниеDetailed description

Некоторые примеры показаны на обозначенных выше чертежах и подробно описываются ниже. При описании этих примеров одинаковые или идентичные позиции используются для обозначения одинаковых или подобных элементов. Чертежи необязательно представлены в масштабе, и для ясности и/или выразительности некоторые признаки и некоторые виды на чертежах могут быть показаны в преувеличенном масштабе или схематически.Some examples are shown in the above drawings and are described in detail below. In describing these examples, the same or identical reference numbers are used to denote the same or similar elements. The drawings are not necessarily presented to scale, and for clarity and / or expressiveness, some features and some views in the drawings may be shown in exaggerated scale or schematically.

В общем, примерные способы и устройства, описанные в настоящей заявке, можно использовать для облегчения отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта. Используемый на протяжении всего описания термин «тяжелая нефть» не предполагается ограничивающим объем заявки, а по соображениям краткости будет использоваться для обозначения всех разновидностей нефтей, включая тяжелую нефть, умеренно тяжелую нефть, сверхтяжелую нефть и битум. Как описано более подробно ниже, в вариантах способа и устройств используется скважинный прибор, имеющий подогреватель для повышения температуры участка пласта, вследствие чего снижается вязкость флюида в пласте, так что он может быть опробован испытателем пласта. В частности, в описанных вариантах узел скважинного прибора, имеющий подогреватель или нагревательный элемент, сцепляется со стенкой ствола скважины или находится вблизи нее в области, связанной с пластом, из которого должна быть получена проба флюида. Для снижения вязкости флюида и, тем самым, повышения подвижности флюида в подогреваемом объеме пласта подогреватель удерживают в контакте со стенкой буровой скважины в течение времени, достаточного для повышения температуры объема пласта.In general, exemplary methods and devices described herein can be used to facilitate sampling of heavy oil from a subterranean formation. Used throughout the description, the term "heavy oil" is not intended to limit the scope of the application, and for brevity reasons will be used to refer to all varieties of oils, including heavy oil, moderately heavy oil, super heavy oil and bitumen. As described in more detail below, in the variants of the method and devices, a downhole tool is used having a heater to increase the temperature of the formation portion, thereby reducing the viscosity of the fluid in the formation, so that it can be tested by the formation tester. In particular, in the described embodiments, the downhole tool assembly having a heater or heating element adheres to or is located close to the wall of the wellbore in an area associated with the formation from which the fluid sample is to be obtained. To reduce the viscosity of the fluid and thereby increase the mobility of the fluid in the heated volume of the formation, the heater is held in contact with the wall of the borehole for a time sufficient to increase the temperature of the volume of the formation.

После подогрева пласта в достаточной степени определяют или уточняют место внутри ствола скважины, соответствующее подогретому объему пласта. Например, глубину и ориентацию подогревателя и следовательно, подогретого участка пласта определяют или уточняют и запоминают для обращения к ним впоследствии. Затем скважинный прибор, снабженный подогревателем, перемещают в стволе скважины, а прибор для отбора проб, ранее размещенный в стволе скважины, располагают внутри ствола скважины так, чтобы пробоотборный зонд (зонды) прибора для отбора проб установился в положение извлечения пробного флюида из предварительно подогретого объема пласта. Предварительный подогрев прибора для отбора проб минимизирует любое охлаждающее действие, которое прибор может оказывать на отбираемый флюид, и, тем самым, способствует протеканию отбираемого флюида внутри прибора для отбора проб. Кроме того, предпочтительно позиционировать прибор для отбора проб, используя более раннюю сохраненную информацию об ориентации подогревателя, чтобы пробоотборный зонд (зонды) можно было точно позиционировать на глубине и в ориентации, при которых обеспечивается возможность контакта зонда (зондов) со стенкой буровой скважины в области пласта, которая была предварительно подогрета. После этого прибор для отбора проб извлекает флюид из подогретого участка или объема пласта, и когда отбор пробы завершается, прибор может быть поднят на поверхность для выполнения анализа отобранной тяжелой нефти. В качестве варианта флюид можно анализировать в скважинном приборе, и тогда не требуется доставлять его на поверхность.After the formation is heated, the location inside the wellbore corresponding to the heated volume of the formation is sufficiently determined or specified. For example, the depth and orientation of the heater and, consequently, the heated portion of the formation is determined or refined and stored for later reference. Then, the downhole tool, equipped with a heater, is moved in the wellbore, and the sampling device, previously placed in the wellbore, is placed inside the wellbore so that the sampling probe (s) of the sampling device is set to the position for extracting the test fluid from the preheated volume layer. Preheating the sampling device minimizes any cooling effect that the device can exert on the sampled fluid, and thereby contributes to the flow of the sampled fluid inside the sampler. In addition, it is preferable to position the sampling device using earlier stored information about the orientation of the heater, so that the sampling probe (s) can be accurately positioned at a depth and in an orientation that allows the probe (s) to contact the borehole wall in the region formation that has been preheated. After that, the sampling device extracts fluid from a heated area or reservoir volume, and when sampling is completed, the device can be raised to the surface to perform analysis of the selected heavy oil. Alternatively, the fluid can be analyzed in a downhole tool, and then it is not required to deliver it to the surface.

Вариантами способа и устройства, описанными в настоящей заявке, обеспечивается процесс отбора проб, который не изменяет безвозвратно характеристики (а именно характеристики углеводорода) пробного флюида. В результате примерные способы и устройства можно использовать для получения проб тяжелой нефти, которые точно представляют тяжелые нефти в подземных пластах, вследствие чего соответствующие или оптимальные стратегии добычи можно выбирать и использовать для извлечения тяжелых нефтей на поверхность. Для облегчения отбора пробы тяжелой нефти в одном известном приборе для отбора проб, описанном в патенте США №6941804, для подогрева пласта использовано нагревательное устройство, расположенное на приборе для отбора проб или встроенное в него (например, вблизи пробоотборного зонда). Однако в отличие от этого известного устройства для отбора проб и других известных способов и устройств, в которых предусмотрен только подогреваемый пробоотборный зонд, в предпочтительных способах и устройствах, описанных в настоящей заявке, системы подогрева пласта и отбора проб разделены (например, выполнены в виде двух отдельных приборов), вследствие чего обеспечивается возможность более оптимального управления операциями подогрева и отбора пробы в случае пластов, содержащих тяжелую нефть. Кроме того, разделение систем подогрева пласта и отбора проб может обеспечить лучшую защиту элементов отбора проб, которые являются чувствительными к высоким температурам, таких как эластомерные уплотняющие детали зонда. Более того, при наличии отдельных приборов для подогрева и отбора проб обеспечивается модульность скважинной приборной колонны, что при желании позволяет реализовывать различные конфигурации колонны при ограниченном количестве приборных средств.The variants of the method and device described in this application provide a sampling process that does not permanently change the characteristics (namely, the characteristics of the hydrocarbon) of the test fluid. As a result, exemplary methods and devices can be used to produce heavy oil samples that accurately represent heavy oils in subterranean formations, whereby appropriate or optimal production strategies can be selected and used to extract heavy oils to the surface. To facilitate sampling of heavy oil in one known sampling device described in US Pat. No. 6,941,804, a heating device is used to heat the formation located on or integrated into the sampling device (for example, near a sampling probe). However, in contrast to this known device for sampling and other known methods and devices that provide only a heated sampling probe, in the preferred methods and devices described in this application, the heating system of the reservoir and sampling are separated (for example, made in the form of two individual devices), as a result of which it is possible to better control the heating and sampling operations in the case of formations containing heavy oil. In addition, the separation of reservoir heating and sampling systems can provide better protection for sampling elements that are sensitive to high temperatures, such as elastomeric probe sealing parts. Moreover, with the availability of separate devices for heating and sampling, the borehole instrument string is modularized, which, if desired, allows implementing various configurations of the string with a limited number of instrumentation.

На фиг.1 показан вариант скважинного прибора 100 для подогрева пласта, который развернут (например, спущен) в стволе 102 скважины для подогрева участка или объема подземного пласта F, из которого должна быть получена проба тяжелой нефти. Прибор 100 для подогрева пласта показан в виде спускаемого на кабеле каротажного прибора и поэтому его спускают в ствол 102 скважины на кабеле 104, который выдерживает массу прибора 100 и включает в себя электрические провода или дополнительные кабели для передачи энергии, управляющих сигналов, несущих информацию сигналов и т.д. между прибором 100 для подогрева пласта и блоком 106 электроники и обработки на поверхности вблизи буровой скважины 102.1 shows an embodiment of a downhole tool 100 for heating a formation that is deployed (e.g., lowered) in a wellbore 102 to heat a portion or volume of an underground formation F from which a heavy oil sample is to be obtained. The device 100 for heating the formation is shown in the form of a logging tool lowered on the cable and therefore it is lowered into the wellbore 102 on a cable 104, which can withstand the mass of the device 100 and includes electrical wires or additional cables for transmitting energy, control signals that carry signal information and etc. between the device 100 for heating the formation and the block 106 of electronics and processing on the surface near the borehole 102.

Прибор 100 для подогрева пласта включает в себя множество секций, модулей или частей, обычно называемых субблоками, предназначенных для выполнения различных функций. Более конкретно прибор 100 для подогрева пласта включает в себя секцию подогревателя или нагревательный модуль 108, который, как описано более подробно ниже, прилагает регулируемое количество тепловой энергии (например, с регулируемой температурой в течение заданного времени) к пласту F, чтобы осуществить подогрев объема пласта F, из которого должна извлекаться проба тяжелой нефти.The formation heating device 100 includes a plurality of sections, modules or parts, commonly referred to as subunits, for performing various functions. More specifically, the formation heating apparatus 100 includes a heater section or a heating module 108, which, as described in more detail below, applies a controlled amount of thermal energy (e.g., temperature-controlled for a predetermined time) to the formation F to heat the formation volume F from which the heavy oil sample is to be taken.

Прибор 100 для подогрева пласта может также включать в себя пакеры 110 и 112. Один или оба пакера 110 и 112 можно использовать для отведения скважинного флюида (например, бурового раствора) с участка буровой скважины 102, чтобы минимизировать или исключить перенос теплоты на расстояние от площади пласта F, подогреваемой нагревательным модулем 108. Например, оба пакера 110 и 112 можно расширять для гидравлической изоляции секции буровой скважины, занятой нагревательным модулем 108. Поэтому в случае нагревательного модуля 108, совмещенного с секцией ствола 102 скважины, соответствующей пласту F, гидравлически изолированный нагревательный модуль 108 также гидравлически изолирует участок пласта F, подлежащий подогреву, тем самым, позволяя нагревательному модулю 108 подводить по существу всю свою тепловую энергию к пласту F. Использование одного или обоих пакеров 110 и 112 для гидравлической изоляции площади пласта F, подлежащего подогреву, минимизирует или предотвращает отведение тепловой энергии, создаваемой нагревательным модулем 108, на другие участки ствола 102 скважины посредством скважинного флюида.The reservoir heater 100 may also include packers 110 and 112. One or both of the packers 110 and 112 can be used to divert well fluid (eg, drilling fluid) from a portion of a borehole 102 to minimize or eliminate heat transfer over an area formation F, heated by the heating module 108. For example, both packers 110 and 112 can be expanded to hydraulically isolate the borehole section occupied by the heating module 108. Therefore, in the case of the heating module 108, combined with the barrel section 10 2 of the wells corresponding to the formation F, the hydraulically isolated heating module 108 also hydraulically isolates the portion of the formation F to be heated, thereby allowing the heating module 108 to supply substantially all of its thermal energy to the formation F. Using one or both of the hydraulic packers 110 and 112 isolating the area of the formation F to be heated minimizes or prevents the removal of thermal energy generated by the heating module 108 to other sections of the wellbore 102 by means of the wellbore ida.

Для извлечения скважинного флюида из области, изолированной одним или обоими пакерами 110 и 112, прибор 100 для подогрева включает в себя один или несколько насосных модулей 114. Насосный модуль 114 может включать в себя один или несколько гидравлических двигателей, электродвигателей, клапанов, отводных линий и т.д. для обеспечения возможности удаления скважинного флюида из выбранной области ствола 102 скважины, окружающей часть прибора 100 для подогрева.To extract the wellbore fluid from an area isolated by one or both of the packers 110 and 112, the heating device 100 includes one or more pump modules 114. The pump module 114 may include one or more hydraulic motors, electric motors, valves, branch lines, and etc. to enable removal of the wellbore fluid from a selected area of the wellbore 102 surrounding a portion of the preheater 100.

Для определения местоположения или положения прибора 100 для подогрева в ствол 102 скважины прибор 100 для подогрева включает в себя детектор 116 положения. Детектор 116 положения может обнаруживать глубину и ориентацию (например, поворот или угловое положение) прибора 100 для подогрева внутри ствола 102 скважины. Детектор 116 положения можно реализовать, используя, например, один или несколько магнитометров или инклинометр общего назначения, поставляемый Schlumberger Technology Corporation. В качестве варианта детектор 116 положения можно выполнить с возможностью предоставления информации, относящейся только к ориентации прибора 100 для подогрева, а глубину расположения прибора 100 в стволе 102 скважины можно в качестве варианта определять, используя любой известный способ определения глубины, например, такой как гамма-каротаж, маркировка кабеля или любой другой способ определения или измерения длины кабеля 104, протянутого с поверхности в стволе 102 скважины.To determine the location or position of the heater 100 in the wellbore 102, the heater 100 includes a position detector 116. The position detector 116 can detect the depth and orientation (e.g., rotation or angular position) of the heater 100 within the wellbore 102. The position detector 116 can be implemented using, for example, one or more magnetometers or a general purpose inclinometer supplied by Schlumberger Technology Corporation. Alternatively, the position detector 116 may be configured to provide information related only to the orientation of the heater 100, and the depth of the device 100 in the wellbore 102 may alternatively be determined using any known method of determining depth, such as, for example, gamma logging, cable marking, or any other method for determining or measuring the length of cable 104 stretched from a surface in a wellbore 102.

Для обеспечения передачи энергии, сигналов связи, управляющих сигналов и т.д. между поверхностью (например, к блоку 106 электроники и обработки и с него) и различными секциями или модулями, образующими прибор 100 для подогрева, прибор 100 включает в себя модуль 118 электроники. Модуль 118 электроники можно использовать, например, для передачи информации о положении, предоставляемой детектором 116 положения, на блок 106 электроники и обработки, что позволяет оператору и/или системе на поверхности определять местоположение или положение нагревательного модуля 108 в стволе 102 скважины. В частности, информацию о положении можно использовать для совмещения нагревательного модуля 108 с пластом F и, как описано более подробно ниже, впоследствии можно использовать для позиционирования прибора для отбора проб и его пробоотборного зонда (зондов) в по существу том же самом положении относительно пласта F, предварительно подогретого нагревательным модулем 118. Кроме того, электроника 118 может управлять работой насосного модуля 114 в сочетании с управлением пакерами 110 и/или 112 для, например, гидравлической изоляции участка ствола 102 скважины, чтобы содействовать подогреву участка пласта F.To ensure the transfer of energy, communication signals, control signals, etc. between the surface (for example, to and from the electronics and processing unit 106) and the various sections or modules forming the heating device 100, the device 100 includes an electronics module 118. The electronics module 118 can be used, for example, to transmit position information provided by the position detector 116 to the electronics and processing unit 106, which allows the operator and / or the surface system to determine the location or position of the heating module 108 in the wellbore 102. In particular, position information can be used to align the heating module 108 with the formation F and, as described in more detail below, can subsequently be used to position the sampling device and its sampling probe (s) in substantially the same position relative to the formation F preheated by the heating module 118. In addition, the electronics 118 can control the operation of the pump module 114 in combination with the control of the packers 110 and / or 112 for, for example, hydraulic isolation of the barrel 102 Vazhiny to contribute to heating the reservoir portion F.

Как показано на фиг.1, прибор 100 для подогрева также может включать в себя тепловой отражатель 120 и дугообразную пружину 122. Тепловой отражатель 120 прикреплен к боковой поверхности прибора 100, так что теплота, подводимая нагревательным модулем 108 к стенке 123 ствола 102 скважины, отражается и/или фокусируется на боковую поверхность прибора 100, которая находится в контакте с подогреваемым участком пласта F. Предпочтительно, но не обязательно, выполнять тепловой отражатель 120 так, чтобы он имел криволинейную форму, которая является дополнительной к форме прибора 100 для подогрева. Кроме того, тепловой отражатель 120 может иметь такой размер, чтобы охватывать около 90° или больше наружной окружности прибора 100 для подогрева и продолжаться на протяжении по меньшей мере длины участка нагревательного модуля 108 прибора 100 для подогрева. Однако различные другие геометрии и/или размеры можно использовать для эффективного отражения теплоты, образуемой нагревательным модулем 108, обратно на участок стенки 123 буровой скважины, подогреваемый нагревательным модулем 108. Дугообразная пружина 122 расположена на приборе 100 для подогрева вблизи отражателя 120, чтобы осуществлять ориентацию прибора 100 для подогрева по отношению к стенке или приводить в контакт со стенкой 123 буровой скважины 102 и, следовательно, приводить нагревательный модуль 108 в зацепление или контакт с подогреваемой площадью пласта F. Хотя примерный прибор 100 для подогрева показан имеющим одну дугообразную пружину 122, можно использовать дополнительные дугообразные пружины и/или можно использовать другие механизмы или средства для гарантии зацепления или контакта нагревательного модуля 108 со стенкой 123 ствола 102 скважины на площади пласта F. Кроме того, хотя примерный прибор 100 для подогрева показан развернутым в стволе 102 скважины в виде спускаемого на кабеле скважинного устройства, в качестве варианта или дополнительно прибор 100 для подогрева можно развернуть в бурильной колонне, используя гибкую трубу, или можно использовать любой другой известный способ развертывания прибора в буровой скважине. Более того, прибор 100 для подогрева можно реализовать, видоизменив один или несколько существующих приборов. Например, любое из двух или оба: устройство для плавления гидратов и устройство для закрытия отверстия в обсадной колонне через насосно-компрессорные трубы, поставляемые фирмой Schlumberger Technology Corporation, можно модифицировать для реализации возможностей и функций примерного прибора 100 для подогрева из фиг.1.As shown in FIG. 1, the heating device 100 may also include a heat reflector 120 and an arcuate spring 122. The heat reflector 120 is attached to the side surface of the device 100, so that heat supplied by the heating module 108 to the wall 123 of the wellbore 102 is reflected and / or focuses on the side surface of the device 100, which is in contact with the heated portion of the formation F. It is preferable, but not necessary, to perform the heat reflector 120 so that it has a curved shape that is complementary to the shape of the heater 100. In addition, the heat reflector 120 may be sized to cover about 90 ° or more of the outer circumference of the heater 100 and extend for at least the length of the portion of the heating module 108 of the heater 100. However, various other geometries and / or sizes can be used to efficiently reflect the heat generated by the heating module 108 back to the wall portion 123 of the borehole heated by the heating module 108. An arcuate spring 122 is located on the heating device 100 near the reflector 120 to orient the device 100 for heating relative to the wall or to contact the wall 123 of the borehole 102 and therefore to engage the heating module 108 in engagement or contact with the heated by the area of formation F. Although an exemplary heater 100 is shown to have one arcuate spring 122, additional arcuate springs may be used and / or other mechanisms or means may be used to ensure that the heating module 108 engages or contacts the wall 123 of the wellbore 102 in the area of formation F. In addition, although an example heating device 100 is shown deployed in the wellbore 102 in the form of a downhole device lowered on a cable, as an option or additionally, the heating device 100 can be return to the drill string using a flexible pipe, or you can use any other known method of deploying the device in a borehole. Moreover, the device 100 for heating can be implemented by modifying one or more existing devices. For example, either of two or both: a hydrate melting device and a casing closing device through tubing supplied by Schlumberger Technology Corporation can be modified to realize the capabilities and functions of the example heating apparatus 100 of FIG. 1.

На фиг.2 представлен более детализированный вид прибора 100 для подогрева, показанного на фиг.1. Нагревательный модуль 108 включает в себя нагревательный элемент 200, блок 202 управления нагревательным элементом и датчик 204 температуры, все они в процессе работы соединены для осуществления подогрева площади или объема пласта (например, пласта F) до заданной температуры для снижения вязкости и повышения подвижности флюида, подлежащего отбору из пласта F. Нагревательный элемент 200 можно реализовать, используя, например, один или несколько резистивных проводов, которые, например, можно намотать вокруг внутренней или внешней поверхности примерного прибора 100 на участке нагревательного модуля 108. Провода, используемые для реализации нагревательного элемента 200, могут быть аналогичны используемым в устройстве для плавления гидратов и устройств для закрытия отверстия в обсадной колонне, поставляемых Schlumberger Technology Corporation. В качестве варианта или дополнительно теплота, создаваемая нагревательным модулем, может быть образована с помощью электрического удельного сопротивления пласта F, высокочастотной индукции, ультразвука или химической реакции. Также предполагается, что горячая текучая среда, например, такая как пар, может быть передана с поверхности к модулю 108 для подогрева пласта F.Figure 2 presents a more detailed view of the device 100 for heating, shown in figure 1. The heating module 108 includes a heating element 200, a heating element control unit 202, and a temperature sensor 204, all of which are connected during operation to heat the area or volume of the formation (e.g., formation F) to a predetermined temperature to reduce viscosity and increase fluid mobility, to be selected from the formation F. The heating element 200 can be implemented using, for example, one or more resistive wires, which, for example, can be wound around the inner or outer surface of approximately a black instrument 100 at a portion of the heating module 108. The wires used to implement the heating element 200 may be similar to those used in the hydrate melting apparatus and the casing closure devices supplied by Schlumberger Technology Corporation. Alternatively or additionally, the heat generated by the heating module can be generated using the electrical resistivity of the formation F, high frequency induction, ultrasound, or a chemical reaction. It is also contemplated that hot fluid, for example, such as steam, may be transferred from the surface to the formation heating module 108.

Датчик 204 температуры можно реализовать, используя любое подходящее, чувствительное к температуре устройство и установив на приборе 100 для подогрева для измерения температуры подогреваемого пласта и/или температуру нагревательного элемента 200. Датчик 204 температуры передает сигналы (например, изменения значения сопротивления) на блок 202 управления нагревательным элементом, который, в свою очередь, управляет тепловой энергией, создаваемой нагревательным элементом 200. Например, на основании сигналов, принимаемых с датчика 204 температуры (например, основанных на температуре участка стенки 123 ствола скважины, соответствующей площади подогреваемого пласта), блок 202 управления нагревательным элементом изменяет тепловую энергию, создаваемую нагревательным элементом 200. В некоторых примерах блок 202 управления нагревательным элементом может обеспечивать непрерывно изменяющийся ток или напряжение для нагревательного элемента 200, может осуществлять импульсную модуляцию по существу фиксированного пикового тока или напряжения для нагревательного элемента 200 или может изменять электрическую энергию, подводимую к нагревательному элементу 200, или любым другим способом повышать или понижать тепловую энергию, создаваемую нагревательным элементом 200. Путем управления тепловой энергией, создаваемой нагревательным элементом 200, на основании температуры, измеряемой датчиком 204 температуры, блок 202 управления нагревательным элементом может управлять градиентом температуры, воздействию которого подвергается пласт, вследствие чего минимизируется или предотвращается возможность нарушения пласта F за счет образования горячих трещин и/или ухудшения характеристик флюида, подлежащего отбору. Теплопроводность пласта F может быть относительно низкой, что влечет за собой медленное распространение температуры через пласт F. Поэтому путем управления температурой участка стенки 123 ствола скважины, связанной с подогреваемой площадью пласта F, максимальный градиент температуры, воздействию которого подвергается пласт F, можно регулировать или ограничивать для предотвращения любого повреждения (например, образования горячих трещин) в пласте F.The temperature sensor 204 can be implemented using any suitable temperature-sensitive device and installed on a heater 100 for measuring the temperature of the heated formation and / or the temperature of the heating element 200. The temperature sensor 204 transmits signals (for example, changes in the resistance value) to the control unit 202 heating element, which, in turn, controls the thermal energy generated by the heating element 200. For example, based on signals received from the temperature sensor 204 (n For example, based on the temperature of the portion of the wall 123 of the wellbore corresponding to the area of the heated formation), the heating element control unit 202 changes the thermal energy generated by the heating element 200. In some examples, the heating element control unit 202 can provide a continuously varying current or voltage to the heating element 200 may pulse modulate a substantially fixed peak current or voltage for heating element 200, or may vary the electrical energy supplied to the heating element 200, or in any other way to increase or decrease the thermal energy generated by the heating element 200. By controlling the thermal energy generated by the heating element 200, based on the temperature measured by the temperature sensor 204, the heating element control unit 202 can control the temperature gradient that the formation is exposed to, thereby minimizing or preventing the possibility of formation disturbance F due to the formation of oryachih cracks and / or deterioration of characteristics of the fluid to be selection. The thermal conductivity of the formation F can be relatively low, which entails a slow spread of temperature through the formation F. Therefore, by controlling the temperature of the section of the wall 123 of the wellbore associated with the heated area of the formation F, the maximum temperature gradient that the formation F is exposed to can be controlled or limited to prevent any damage (such as hot cracking) in Form F.

Блок 202 управления нагревательным элементом может вызывать подогрев и/или сигналы, принимаемые с модуля 118 электроники по линиям 206 сигналов, могут побуждать блок 202 управления нагревательным элементом к подогреву пласта F в течение заданного периода времени. В общем случае при более длительном времени подогрева температура большего объема пласта F повышается до температуры, при которой облегчается извлечение тяжелой нефти из пласта F. В некоторых случаях при подогреве пласта в течение нескольких часов температура объема пласта повышается на 50°, что позволяет извлечь около 1 л тяжелой нефти. Однако время, необходимое для подогрева пласта, зависит от многих факторов, например, таких как свойства (например, теплоемкость, вязкость, зависимость вязкости от температуры, плотность и т.д.) тяжелой нефти, подлежащей извлечению, характеристики (например, теплоемкость, теплопроводность, плотность, температуропроводность, проницаемость и т.д.) пласта, из которого тяжелая нефть должна быть извлечена, мощность или максимальная тепловая энергия, которая может быть отдана нагревательным модулем 108, максимальный безопасный термический градиент, воздействию которого может быть подвергнут пласт, размер или объем необходимой пробы (а именно для получения большей пробы может потребоваться подогрев большего объема пласта) и т.д. Повышение температуры должно контролироваться с тем, чтобы флюид сохранялся однофазным и не допускался переход через температуру начала кипения и в двухфазную область.The heating element control unit 202 may cause heating and / or signals received from the electronics module 118 via the signal lines 206, may cause the heating element control unit 202 to heat the formation F for a predetermined period of time. In the general case, with a longer heating time, the temperature of a larger volume of the formation F increases to a temperature at which the extraction of heavy oil from the formation F is facilitated. In some cases, when the formation is heated for several hours, the temperature of the volume of the formation increases by 50 °, which makes it possible to extract about 1 l heavy oil. However, the time required to heat the formation depends on many factors, for example, such as properties (e.g. heat capacity, viscosity, viscosity versus temperature, density, etc.) of the heavy oil to be extracted, characteristics (e.g. heat capacity, thermal conductivity , density, thermal diffusivity, permeability, etc.) of the reservoir from which the heavy oil is to be extracted, the power or maximum thermal energy that can be supplied by the heating module 108, the maximum safe thermal grad NT, the effect of which the formation may be subjected, the size or volume of the required sample (namely, to obtain a larger sample, it may be necessary to heat a larger volume of the formation), etc. The temperature increase should be controlled so that the fluid is kept single-phase and not allowed to pass through the boiling point and into the two-phase region.

На фиг.3а показан вариант прибора 300 для отбора проб из пласта, который можно использовать после прогрева площади или объема пласта F для получения пробы тяжелой нефти из подогретого объема пласта F. Для осуществления отбора флюида из пласта F прибор 300 для отбора проб включает в себя пробоотборный модуль 302. Пробоотборный модуль 302 включает в себя выдвижной пробоотборный узел 304 (показанный в выдвинутом положении), имеющий пакер или зонд 305, расположенный на конце, для извлечения флюида из пласта F, и выдвижной анкерный элемент 306 (показанный в выдвинутом положении) для закрепления прибора 300 и зонда 305 в положении контакта с пластом F. Предпочтительно, чтобы зонд 305 был зондом Quicksilver™, поставляемым Schlumberger Technology Corporation. Однако вместо него можно использовать любой другой пробоотборный зонд или зонды с одним или двумя впускными отверстиями (то есть защитного типа) или пробоотборный модуль с расширяющимся пакером. Прибор 300 для отбора проб также может включать в себя пакеры 308 и 310, один из которых или оба можно использовать для гидравлической изоляции участка буровой скважины 102, модуль 312 обнаружения положения, модуль 314 обнаружения температуры стенки буровой скважины, модуль 316 позиционирования прибора и электронику 318. Как показано на фиг.3а, прибор 300 для отбора проб подвешивают или развертывают в буровой скважине 102 на кабеле 320, который соединен с блоком 322 электроники и обработки на поверхности. Кабель 320 может включать в себя многочисленные кабели и/или провода, чтобы обеспечивалась прочность для выдерживания массы прибора 300 и для передачи энергии, сигналов связи, командных сигналов и т.д. между блоком 322 электроники и обработки и прибором 300 для отбора проб. Когда пласт имеет значительное количество погребенной воды, зонд Quicksilver™ является предпочтительным, поскольку более подвижная водная фаза может быть выкачана через защитный (наружный) зонд, тогда как менее подвижная нефть через внутренний (отборный) зонд.FIG. 3a shows an embodiment of a formation sampling device 300 that can be used after heating an area or volume of a formation F to obtain a heavy oil sample from a heated volume of a formation F. For sampling fluid from a formation F, the sampling device 300 includes sampling module 302. Sampling module 302 includes a retractable sampling assembly 304 (shown in the extended position) having a packer or probe 305 located at the end to extract fluid from the formation F, and a retractable anchor element 306 (shown in move position) for fixing the device 300 and probe 305 in the position of contact with the formation F. Preferably, the probe tip 305 was Quicksilver ™, supplied by Schlumberger Technology Corporation. However, any other sampling probe or probes with one or two inlets (i.e. protective type) or a sampling module with an expanding packer can be used instead. The sampling device 300 may also include packers 308 and 310, one of which or both can be used to hydraulically isolate the borehole portion 102, a position detection module 312, a borehole wall temperature detection module 314, a device positioning module 316, and electronics 318 As shown in FIG. 3 a, the sampling device 300 is suspended or deployed in a borehole 102 on a cable 320 that is connected to a surface electronics and processing unit 322. Cable 320 may include multiple cables and / or wires to provide strength to withstand the mass of the device 300 and to transmit energy, communication signals, command signals, etc. between the electronics and processing unit 322 and the sampling device 300. When the formation has a significant amount of buried water, a Quicksilver ™ probe is preferred since a more mobile water phase can be pumped out through a protective (external) probe, while a less mobile oil can be pumped out through an internal (selective) probe.

Пробоотборный модуль 302 может также включать в себя датчик 324 температуры для определения температуры стенки 123 ствола 102 скважины. Путем обнаружения температуры стенки 123 ствола 102 скважины прибор 300 для отбора проб и/или и блок 322 электроники и обработки могут определять местоположение участка пласта F, предварительно подогретого прибором 100 для подогрева. В свою очередь, после обнаружения участка пласта F, который был предварительно подогрет прибором 100, может быть определено местоположение впускного отверстия пробоотборного зонда 305 (например, путем незначительного перемещения прибора 300 для отбора проб вниз на расстояние, примерно равное пространству между датчиком 324 температуры и впускным отверстием пробоотборного зонда 305), по отношению к подогретому участку пласта F, чтобы осуществлять извлечение из него пробы флюида. Дополнительно или в качестве варианта модуль 314 обнаружения температуры стенки ствола 102 скважины может включать в себя множество выдвижных пальцев, рычагов или зондов 326 и 328 для контакта со стенкой 123 ствола 102 скважины, при этом на концах рычагов 326 и 328 имеются соответствующие датчики 330 и 332 температуры. Таким образом, выдвижные пальцы, рычаги или зонды 326 и 328 можно использовать для определения местоположения участка стенки 123 ствола 102 скважины, предварительно подогретого прибором 100 для подогрева. После определения местоположения предварительно подогретого участка стенки 123 ствола 102 скважины прибор 300 может быть позиционирован (например, перемещен вниз на расстояние, примерно равное пространству между впускным отверстием пробоотборного зонда 305 и датчиками 330 и 332 температуры, и дополнительно повернут в положение, при котором отверстие зонда находится непосредственно напротив подогретого участка стенки), чтобы впускное отверстие зонда 305 было в контакте с участком стенки 123 буровой скважины, предварительно подогретым прибором 100 для подогрева. Хотя показаны только два выдвижных пальца, рычага или зонда 326 и 328, желательно иметь шесть таких пальцев, рычагов или зондов. Однако вместо этого можно использовать любое количество таких пальцев, рычагов или зондов. Примеры известных приборов, которые включают в себя многочисленные пальцы, рычаги или зонды, охватывают каверномеры PMIT-B™ и PMIT-C™ с большим количеством пальцев, поставляемые фирмой Schlumberger Technology Corporation. Хотя эти известные приборы выполнены с возможностью измерения радиальных расстояний внутри буровой скважины, такое выполнение можно модифицировать для включения датчиков температуры на конце (концах) одного или нескольких пальцев так, чтобы датчики температуры удерживались в контакте со стенкой 123 ствола 102 скважины. Используемые датчики температуры (например, исполнение датчиков 330 и 332) могут быть элементами, которые снабжены сопротивлением, которое изменяется в зависимости от температуры, инфракрасными приборами или любым другим подходящим чувствительным к температуре элементом (элементами).The sampling module 302 may also include a temperature sensor 324 for detecting the temperature of the wall 123 of the wellbore 102. By detecting the temperature of the wall 123 of the wellbore 102, the sampling device 300 and / or the electronics and processing unit 322 can determine the location of a portion of the formation F preheated by the heating device 100. In turn, after detecting a section of the formation F that has been preheated by the device 100, the location of the inlet of the sampling probe 305 can be determined (for example, by slightly moving the sampling device 300 downward by a distance approximately equal to the space between the temperature sensor 324 and the inlet the hole of the sampling probe 305), in relation to the heated portion of the formation F, in order to extract fluid samples from it. Additionally or alternatively, the temperature detection module 314 of the wall of the wellbore 102 may include a plurality of extendable fingers, levers or probes 326 and 328 for contacting the wall 123 of the wellbore 102, with the corresponding sensors 330 and 332 at the ends of the levers 326 and 328 temperature. Thus, the retractable fingers, levers or probes 326 and 328 can be used to determine the location of the wall portion 123 of the wellbore 102 previously heated by the heater 100. After determining the location of the preheated portion of the wall 123 of the wellbore 102, the device 300 can be positioned (e.g., moved downward by a distance approximately equal to the space between the inlet of the sampling probe 305 and the temperature sensors 330 and 332, and further rotated to the position where the probe hole located directly opposite the heated portion of the wall) so that the inlet of the probe 305 is in contact with the portion of the wall 123 of the borehole previously heated by the device 100 for heating. Although only two retractable fingers, levers or probes 326 and 328 are shown, it is desirable to have six such fingers, levers or probes. However, any number of such fingers, levers or probes can be used instead. Examples of known instruments, which include multiple fingers, levers, or probes, include the PMIT-B ™ and PMIT-C large finger calipers provided by Schlumberger Technology Corporation. Although these known devices are capable of measuring radial distances inside the borehole, this embodiment can be modified to include temperature sensors at the end (s) of one or more fingers so that the temperature sensors are held in contact with the wall 123 of the wellbore 102. The temperature sensors used (for example, sensors 330 and 332) can be elements that are equipped with a resistance that varies with temperature, infrared devices or any other suitable temperature-sensitive element (s).

Для позиционирования прибора 300 для отбора проб в стволе 102 скважины модуль 316 позиционирования прибора включает в себя множество устройств 334 и 336 позиционирования прибора, каждое из которых можно независимо приводить в действие или перемещать, чтобы вызывать поворот прибора 300 для отбора проб в стволе 102 скважины. Хотя на фиг.3а показаны два устройства 334 и 336 позиционирования прибора, вместо них можно использовать больше или меньше таких устройств позиционирования. Дополнительно или в качестве варианта прибор 300 для отбора проб можно позиционировать в стволе 102 скважины, используя другие или различные механизмы или способы, пригодные для геометрии, искривления и диаметра ствола 102 скважины. Например, в стволах скважин, имеющих по меньшей мере в некоторой степени овальную геометрию, каверномеры с приводом, такие как устройства 334 и 336 позиционирования прибора, можно использовать для позиционирования или ориентации прибора 300 для отбора проб. В случае буровых скважин, имеющих по существу круговую геометрию, можно использовать устройства поворота прибора и/или дугообразные пружины (непоказанные). Дугообразные пружины являются особенно полезными для вращения или поворота прибора 300 более чем на 45°. Когда диаметр прибора 300 только несколько меньше диаметра ствола 102 скважины, прибор 300 для отбора проб можно ориентировать, перемещая его вверх и вниз и тем самым создавая небольшие повороты прибора 300. В случае горизонтальных скважин прибор 300 для отбора проб соединяют с бурильной колонной, при этом можно использовать систему для сложных условий каротажа фирмы Schlumberger Technology Corporation и бурильную трубу, поворачиваемую для ориентации прибора 300 для отбора проб.For positioning the sampling device 300 in the well bore 102, the device positioning module 316 includes a plurality of device positioning devices 334 and 336, each of which can be independently actuated or moved to cause rotation of the sampling device 300 in the well 102. Although FIG. 3a shows two device positioning devices 334 and 336, more or less such positioning devices may be used instead. Additionally or alternatively, the sampling device 300 can be positioned in the wellbore 102 using other or different mechanisms or methods suitable for the geometry, curvature and diameter of the wellbore 102. For example, in wellbores having at least some degree of oval geometry, actuated calipers, such as device positioning devices 334 and 336, can be used to position or orient the sampling device 300. In the case of boreholes having substantially circular geometry, device rotation devices and / or arcuate springs (not shown) may be used. Arcuate springs are particularly useful for rotating or rotating the device 300 by more than 45 °. When the diameter of the device 300 is only slightly smaller than the diameter of the wellbore 102, the sampling device 300 can be oriented by moving it up and down, thereby creating small turns of the device 300. In the case of horizontal wells, the sampling device 300 is connected to the drill string, you can use the Schlumberger Technology Corporation complex logging system and drill pipe to rotate to orient the 300 sampling tool.

Для определения местоположения прибора 300 для отбора проб в стволе 102 скважины модулем 312 определения положения предоставляется информация о глубине и ориентации прибора. Например, в модуле 312 обнаружения положения могут использоваться магнитометры (например, из инклинометров общего назначения, поставляемых фирмой Schlumberger Technology Corporation) для обнаружения ориентации прибора 300 для отбора проб и могут дополнительно использоваться устройства гамма-каротажа для определения глубины прибора 300 для отбора проб. С модуля 312 определения положения информация о положении или местоположении прибора может непрерывно или периодически передаваться по линиям связи в модуль 318 электроники и по кабелю 320 в блок 322 электроники и обработки на поверхности. Таким образом, оператор или другой человек на поверхности может контролировать положение или местоположение прибора 300 для отбора проб, чтобы определять момент, когда впускное отверстие пробоотборного зонда 305 совмещается с участком пласта F, который был предварительно подогрет прибором 100 для подогрева. В качестве варианта или дополнительно информация о положении или местоположении прибора может использоваться блоком 322 электроники и обработки для автоматической корректировки глубины и/или ориентации прибора 300 для отбора проб, чтобы обеспечивать совмещение впускного отверстия пробоотборного зонда 305 с предварительно подогретым участком пласта F. В качестве варианта или дополнительно блок 322 электроники и обработки может быть модулем скважинного прибора, и он может включать в себя алгоритмы и способы для корректировки глубины и/или ориентации прибора 300 для отбора проб, чтобы обеспечивать совмещение впускного отверстия пробоотборного зонда 305 с предварительно подогретым участком пласта без необходимости в связи с поверхностью или связи с человеком или оператором на поверхности.To determine the location of the sampling device 300 in the wellbore 102, position determination module 312 provides information about the depth and orientation of the device. For example, magnetometers (for example, from general purpose inclinometers provided by Schlumberger Technology Corporation) may be used in position detection module 312 to detect the orientation of the sampling device 300 and gamma-ray logging devices may be used to determine the depth of the sampling device 300. From the position determination module 312, information about the position or location of the device can be continuously or periodically transmitted via communication lines to the electronics module 318 and via cable 320 to the surface electronics and processing unit 322. Thus, the operator or another person on the surface can monitor the position or location of the sampling device 300 to determine when the inlet of the sampling probe 305 aligns with the portion of the formation F that has been preheated by the heating device 100. Alternatively or additionally, information about the position or location of the device can be used by the electronics and processing unit 322 to automatically adjust the depth and / or orientation of the sampling device 300 to ensure that the inlet of the sampling probe 305 is aligned with the preheated portion of formation F. Alternatively or additionally, the electronics and processing unit 322 may be a module of a downhole tool, and it may include algorithms and methods for adjusting depth and / or ientatsii device 300 for sampling, to ensure alignment of the inlet opening of the sampling probe 305 with the preheated portion of the reservoir without the need for bonding with the surface or contact with a person or an operator at the surface.

На фиг.3b показан другой примерный прибор 300' для отбора проб из пласта, который можно использовать после подогрева площади или объема пласта F, чтобы получать пробу тяжелой нефти из подогретого объема пласта F. Для отбора флюида из пласта F прибор 300' для отбора проб включает в себя пробоотборный модуль 302' или зондовый модуль. Пробоотборный модуль 302' включает в себя выдвижной пробоотборный узел 304' и зонд 305'. Зонд 305' представляет собой зонд с многочисленными впускными отверстиями или зонд с защитой, такой как зонд Quicksilver™, поставляемый фирмой Schlumberger Technology Corporation. Однако многочисленные впускные отверстия могут быть расположены на протяжении некоторого количества пакеров или зондов. Прибор 300' для отбора проб может также включать в себя модуль обнаружения положения, модуль обнаружения температуры стенки буровой скважины, модуль позиционирования прибора, электронику (непоказанную) и датчик 324' температуры, которые могут работать аналогично соответствующим модулям прибора 300 для отбора проб. Кроме того, прибор 300' может также включать в себя любые элементы и узлы, встречающиеся в приборе 300.FIG. 3b shows another exemplary reservoir sampling device 300 ′, which can be used after heating the area or volume of the reservoir F to obtain a heavy oil sample from the heated reservoir volume F. To take fluid from the reservoir F, the sampling apparatus 300 ′ includes a sampling module 302 'or a probe module. The sampling module 302 'includes a retractable sampling assembly 304' and a probe 305 '. The 305 'probe is a multi-inlet probe or a shielded probe, such as the Quicksilver ™ probe, supplied by Schlumberger Technology Corporation. However, multiple inlets may be located over a number of packers or probes. The sampling device 300 'may also include a position detection module, a borehole wall temperature detection module, an instrument positioning module, electronics (not shown), and a temperature sensor 324', which may operate similarly to the respective modules of the sampling device 300. In addition, the device 300 'may also include any elements and assemblies found in the device 300.

Как более ясно показано на фиг.3b, прибор 300' (и 300) может включать в себя один или несколько модулей 309 откачки, один или несколько модулей 303, несущих колбы для проб, и один или несколько скважинных модулей 307 анализа флюида. В частности, пробоотборный модуль 302' включает в себя первую отводную линию 311 и вторую отводную линию 313, соединенные по флюиду с наружной стороной прибора. Как показано на фиг.3b, каждая из отводных линий 311, 313 соединена с зондом 305', при этом первая отводная линия 311 расположена и выполнена для приема чистого пластового флюида, а вторая отводная линия 313 расположена и выполнена для приема загрязненного пластового флюида или воды. В качестве варианта первая отводная линия 311 может принимать загрязненный флюид, а вторая отводная линия 313 может принимать чистый пластовый флюид, или первая и вторая отводные линии 311, 313 могут принимать одни и те же флюиды или смеси флюидов. Расположенный на любой стороне пробоотборный модуль 302' может иметь модули 303, несущие колбы для проб, при этом модуль 303а расположен на верхней стороне пробоотборного модуля 302', а модуль 303b расположен на нижней стороне пробоотборного модуля 302'. Кроме того, пара скважинных модулей 307а и 307b анализа флюидов может быть расположена по каждую сторону модулей 303а и 303b, несущих колбы для проб, соответственно, за которыми следует пара модулей 309а и 309b откачки, расположенных по каждую сторону скважинных модулей 307а и 307b анализа флюидов, соответственно. Как таковые отводные линии 311, 313 могут быть расположены в каждом из модулей для обеспечения возможности сообщения с другими модулями и узлами, расположенными в них.As shown more clearly in FIG. 3b, the instrument 300 ′ (and 300) may include one or more evacuation modules 309, one or more modules 303 carrying sample flasks, and one or more downhole fluid analysis modules 307. In particular, the sampling module 302 ′ includes a first bypass line 311 and a second bypass line 313 fluidly coupled to the outside of the device. As shown in FIG. 3b, each of the outflow lines 311, 313 is connected to the probe 305 ′, wherein the first outlet line 311 is located and arranged to receive clean formation fluid, and the second outlet line 313 is located and arranged to receive contaminated formation fluid or water . Alternatively, the first bypass line 311 may receive contaminated fluid, and the second bypass line 313 may receive clean formation fluid, or the first and second bypass lines 311, 313 may receive the same fluids or fluid mixtures. Sample module 302 'located on either side may have modules 303 carrying sample flasks, with module 303a located on the upper side of the sample module 302' and module 303b located on the lower side of the sample module 302 '. In addition, a pair of downhole fluid analysis modules 307a and 307b may be located on each side of the sample modules 303a and 303b carrying sample flasks, respectively, followed by a pair of pump down analysis modules 309a and 309b located on each side of the downhole fluid analysis modules 307a and 307b , respectively. As such, drop lines 311, 313 can be located in each of the modules to enable communication with other modules and nodes located in them.

В этой конфигурации прибор 300' может быть выполнен с возможностью управления конфигурацией многочисленных отводных линий и, как будет рассмотрено более подробно ниже, подогрева отводной линии 311 и/или отводной линии 313. Например, пластовый флюид может быть перемещен по первой отводной линии 311 в модуль 303а, несущий колбу для пробы, при этом благодаря использованию клапанной системы (непоказанной) этот пластовый флюид может быть сохранен в одной или нескольких колбах 315 для пробы. Затем пластовый флюид можно ввести в скважинный модуль 307а анализа флюидов, где может быть выполнено измерение пластового флюида. Например, скважинные модули 307 анализа флюидов могут включать в себя один или несколько датчиков флюидов, включая, но без ограничения ими, датчик давления, оптический датчик, датчик вязкости, датчик плотности, датчик удельного сопротивления и датчик Н₂О для определения различных параметров флюида. Чтобы обеспечить перемещение пластовых флюидов в и через различные модули, блок 309а откачки, имеющий насос 317, по флюиду соединенный с отводной линией 311, может быть расположен вслед за скважинным модулем 307а анализа флюидов.In this configuration, the device 300 ′ may be configured to control the configuration of multiple outlets and, as will be discussed in more detail below, heating the outflow line 311 and / or outflow line 313. For example, the formation fluid may be moved along the first outflow line 311 to the module 303a carrying a sample flask, and by using a valve system (not shown), this formation fluid can be stored in one or more sample flasks 315. Then, the formation fluid may be introduced into the wellbore fluid analysis module 307a, where formation fluid measurement may be performed. For example, wellbore fluid analysis modules 307 may include one or more fluid sensors, including, but not limited to, a pressure sensor, an optical sensor, a viscosity sensor, a density sensor, a resistivity sensor, and an H ₂ O sensor for determining various fluid parameters. In order to allow formation fluids to move into and through the various modules, a pumping unit 309a having a pump 317 fluidly coupled to a bypass line 311 can be located downstream of the fluid analysis module 307a.

Эта конфигурация обеспечивает несколько преимуществ. Например, поскольку модуль 303а расположен вблизи или ближе всего к зондовому модулю 302', пластовый флюид, проходящий через прибор 300' и в частности по отводной линии 311, проходит только небольшое расстояние до входа в колбу (колбы) 315 для пробы. Поэтому, если требуется подогрев пластового флюида и/или отводной линии 311 для снижения вязкости пластового флюида в степени, достаточной для протекания по отводной линии 311, продолжительность подогрева и/или расстояние, на котором производится подогрев, существенно уменьшаются.This configuration provides several advantages. For example, since the module 303a is located near or closest to the probe module 302 ', the formation fluid passing through the device 300' and in particular along the by-pass line 311 passes only a small distance to the entrance to the sample flask (s) 315. Therefore, if heating of the formation fluid and / or by-pass line 311 is required to reduce the viscosity of the formation fluid to a degree sufficient to flow along the by-pass line 311, the duration of the heating and / or the distance at which the heating is performed are significantly reduced.

Подогрев отводной линии 311 может быть осуществлен несколькими способами, некоторые из которых будут рассмотрены более подробно ниже. Однако в этой конфигурации подогреваемый флюид, например, такой как Н₂О, может переноситься, подогреваться и/или сохраняться в колбе (колбах) 315 в несущем модуле 303а, тем самым, обеспечивается наполнение отводной линии 311 подогретым флюидом, вследствие чего предварительно подогретая или подогретая отводная линия позволяет осуществлять отбор флюида высокой вязкости. Вторая отводная линия 313 может быть расположена или выполнена относительно модулей по существу таким же образом, как описано выше относительно отводной линии 311.Heated outlet line 311 can be implemented in several ways, some of which will be discussed in more detail below. However, in this configuration, a heated fluid, such as, for example, H ₂ O, can be transferred, heated, and / or stored in a flask (s) 315 in the carrier module 303a, thereby filling the discharge line 311 with a heated fluid, thereby preheating or warmed by-pass line allows for the selection of high viscosity fluid. The second outlet line 313 may be positioned or formed relative to the modules in substantially the same manner as described above with respect to the outlet line 311.

Некоторые из модулей и/или элементов, показанных на фиг.3b, могут дублировать модули и/или элементы, изображенные на фиг.4, при этом каждый имеет иное обозначение. Это сделано для гарантии ясности заявки. Однако специалисту в данной области техники должно быть понятно, каким образом модули и/или элементы, изображенные на фиг.3а-4, взаимодействуют и работают.Some of the modules and / or elements shown in FIG. 3b may duplicate the modules and / or elements shown in FIG. 4, each with a different designation. This is to ensure clarity of the application. However, one skilled in the art should understand how the modules and / or elements depicted in FIGS. 3a-4 interact and operate.

На фиг.4 изображен более подробно примерный пробоотборный модуль 302, показанный на фиг.3. Как показано на фиг.4, пробоотборный модуль 302 включает в себя гидравлическую систему 400, которая может быть соединена по флюиду с пробоотборным зондовым узлом 304 для избирательного выдвижения пробоотборного зонда 305 в зацепление с пластом F, чтобы дать возможность пробе флюида протекать в пробоотборный зонд 305. Кроме того, гидравлическая система 400 может также избирательно отводить пробоотборный зондовый узел 304 к или в каркас или корпус 402 пробоотборного модуля 302, когда операция отбора проб завершена. Как отмечалось выше, предпочтительно, чтобы пробоотборный зонд 305 был зондом защитного типа (например, зондом Quicksilver™, поставляемым Schlumberger Technology Corporation), имеющим защитную отводную линию 404 и отводную линию 406 пробы.FIG. 4 shows in more detail the exemplary sampling module 302 shown in FIG. 3. As shown in FIG. 4, the sampling module 302 includes a hydraulic system 400 that can be fluidly coupled to the sampling probe assembly 304 to selectively extend the sampling probe 305 into engagement with formation F to allow fluid sample to flow into the sampling probe 305 In addition, the hydraulic system 400 can also selectively divert the probe assembly 304 to or into the frame or housing 402 of the probe module 302 when the sampling operation is completed. As noted above, it is preferable that the sampling probe 305 be a protective type probe (e.g., Quicksilver ™ probe supplied by Schlumberger Technology Corporation) having a protective drain line 404 and a sample discharge line 406.

Насос или модуль 408 откачки извлекает флюид (например, из пласта F) через защитную отводную линию 404 и отводную линию 406 пробы способом, который приводит к более быстрому отбору по существу свободного от загрязнения пластового флюида. В частности, модуль откачки 408 сбрасывает пластовый флюид из защитной отводной линии 404 в отводную линию 410, которая выходит из корпуса 402 модуля 302 отбора проб (например, флюид из отводной линии 410 может проходить в кольцевое пространство, окружающее прибор 300 для отбора проб в буровой скважине 102). В то же самое время, когда модуль 408 откачки извлекает флюид через защитную отводную линию 404 и сбрасывает этот флюид через линию 410, модуль 408 откачки извлекает флюид через спектрометр 412, который расположен в отводной линии 406 пробы. Конечно, прибор 300 для отбора проб может включать в себя несколько модулей 408 откачки для создания различных конфигураций, например, конфигурации, имеющей множество впускных отверстий. Спектрометр 412 контролирует уровень (уровни) загрязнения (например, количество буровой жидкости или фильтрата) пластового флюида, протекающего в отводной линии 406 пробы, и передает информацию, относящуюся к уровню (уровням) загрязнения, на контроллер 414. Спектрометр 412 можно реализовать, используя анализатор живого флюида, поставляемый Schlumberger Technology Corporation, или любой другой спектрометр или устройство, способное обнаруживать загрязнение пробы пластового флюида. Модуль 408 откачки транспортирует флюид, извлекаемый из спектрометра 412, по отводной линии 406 пробы к клапану 416, имеющему первое выбираемое выпускное отверстие 418, сообщенное с хранилищем 420 флюида, и второе выбираемое впускное отверстие 422, через которое флюид выходит из пробоотборного модуля 302 (например, в кольцевое пространство) между стенкой 123 ствола скважины и прибором 300 для отбора проб.The pump or evacuation module 408 draws fluid (eg, from formation F) through a guard outlet line 404 and a sample outlet line 406 in a manner that results in faster collection of a substantially contaminated formation fluid. In particular, the pumping unit 408 discharges the formation fluid from the protective bypass line 404 to the bypass line 410 that exits the housing 402 of the sampling unit 302 (for example, the fluid from the bypass line 410 can pass into the annular space surrounding the rig sampling device 300 well 102). At the same time as the evacuation unit 408 retrieves the fluid through the guard outlet line 404 and discharges this fluid through the line 410, the evacuation unit 408 retrieves the fluid through the spectrometer 412, which is located in the outlet path 406 of the sample. Of course, the sampling device 300 may include several pumping units 408 to create various configurations, for example, a configuration having a plurality of inlets. Spectrometer 412 monitors the level (s) of contamination (e.g., the amount of drilling fluid or filtrate) of the formation fluid flowing in the sample discharge line 406 and transmits information related to the level (s) of contamination to the controller 414. Spectrometer 412 can be implemented using an analyzer live fluid supplied by Schlumberger Technology Corporation, or any other spectrometer or device capable of detecting contamination of a formation fluid sample. The pumping unit 408 transports the fluid extracted from the spectrometer 412 through a sample outlet 406 to a valve 416 having a first selectable outlet 418 in communication with the fluid storage 420 and a second selectable inlet 422 through which the fluid exits the sampler module 302 (e.g. , in the annular space) between the wall 123 of the wellbore and the device 300 for sampling.

Защитная отводная линия 404, отводная линия 406 пробы, модуль 408 откачки, спектрометр 412 и/или хранилище 420 флюида могут иметь соответствующие нагревательные элементы 424, 426, 428, 430 и 432 для поддержания температуры тяжелой нефти, извлекаемой пробоотборным узлом 304, достаточно высокой для обеспечения достаточной подвижности тяжелой нефти в пробоотборном модуле 302 и в его внутренних компонентах. Однако, хотя один или несколько таких отдельных нагревательных элементов (например, нагревательные элементы 424, 426, 428, 430 и 432) показаны на фиг.4, вместо них можно использовать меньшее количество таких элементов или единственный более крупный нагревательный элемент (например, окружающий часть корпуса или весь корпус 402 пробоотборного модуля 302). Нагревательные элементы 424, 426, 428, 430 и 432 могут также включать в себя соответствующие датчики 434, 436, 438, 440 и 442 для контроля и регулирования температуры отводных линий 404 и 406, модуля 408 откачки, спектрометра 412 и хранилища 420 флюида для обеспечения достаточной подвижности пластового флюида внутри этих компонентов, то есть достаточной низкой вязкости.Protective outlet line 404, sample outlet line 406, evacuation module 408, spectrometer 412 and / or fluid storage 420 may have respective heating elements 424, 426, 428, 430 and 432 to maintain the temperature of the heavy oil recovered by the sample collection unit 304 high enough for providing sufficient mobility of heavy oil in the sampling module 302 and in its internal components. However, although one or more such separate heating elements (e.g., heating elements 424, 426, 428, 430 and 432) are shown in Fig. 4, a smaller number of such elements or a single larger heating element (e.g., the surrounding part) can be used instead. housing or the entire housing 402 of the sampling module 302). Heating elements 424, 426, 428, 430, and 432 may also include appropriate sensors 434, 436, 438, 440, and 442 for monitoring and controlling the temperature of the discharge lines 404 and 406, the evacuation module 408, the spectrometer 412, and the fluid storage 420 to provide sufficient mobility of the reservoir fluid within these components, i.e., a sufficiently low viscosity.

Контроллер 414 в рабочем состоянии соединен посредством проводов или линий 444 с гидравлической системой 400, модулем 408 откачки, спектрометром 412, клапаном 416 и/или хранилищем 420 флюида. Провода или линии 444 могут включать в себя шину данных (например, передающую цифровую информацию и/или аналоговую информацию, сигналы мощности т.д.), и она может быть реализована с использованием единственного проводника или многочисленных проводников. Кроме того, контроллер 414 принимает сигналы температуры с датчика 324 температуры.The controller 414 in operational condition is connected via wires or lines 444 to the hydraulic system 400, pump down module 408, spectrometer 412, valve 416 and / or fluid storage 420. Wires or lines 444 may include a data bus (e.g., transmitting digital information and / or analog information, power signals, etc.), and it can be implemented using a single conductor or multiple conductors. In addition, the controller 414 receives temperature signals from the temperature sensor 324.

В процессе работы контроллер 414 может использовать информацию о температуре, принимаемую с датчика 342 температуры, для определения местоположения пласта F, который был предварительно подогрет прибором 100 для подогрева, чтобы обеспечить возможность позиционирования пробоотборного модуля 302 на глубине и в ориентации, таких, чтобы пробоотборный зонд 305 оказался совмещенным с предварительно подогретым местом пласта F. По окончании позиционирования контроллер 414 может управлять гидравлической системой 400, чтобы выдвинуть пробоотборный зондовый узел 304 до зацепления или контакта со стенкой 123 ствола скважины для соединения по флюиду зонда 305 с пластом F. Кроме того, контроллер 414 может управлять модулем 408 откачки для вытягивания флюида через защитную отводную линию 404 и отводную линию 405 пробы и в то же время осуществлять контроль уровня загрязнения флюида в отводной линии 406 пробы через посредство спектрометра 412. Вначале флюид, вытягиваемый в защитную отводную линию 404 и отводную линию 406 пробы, сбрасывается (например, транспортируется в кольцевое пространство). Поэтому контроллер 414 вначале управляет клапаном 416 для направления флюида из отводной линии 406 пробы в кольцевое пространство, так что флюид из отводной линии 406 пробы не накапливается в хранилище 420 флюида. По мере того как модуль 408 откачки продолжает вытягивать флюид из пласта F через пробоотборный зонд 305, уровень загрязнения (например, количество фильтрата) во флюиде, проходящем по отводной линии 406 пробы, снижается. Когда контроллер 414 через посредство спектрометра 412 определяет, что пластовый флюид в отводной линии 406 пробы по существу свободен от загрязнения (например, по существу свободен от фильтрата) и/или загрязнение достигло приемлемого низкого уровня, контроллер 414 вынуждает клапан 416 направлять флюид из отводной линии 406 пробы в хранилище 420 флюида. Когда достаточное количество пробного флюида будет передано в хранилище 420 флюида, контроллер 414 может завершить процесс отбора путем выключения модуля 408 откачки и отведения пробоотборного зондового узла 304.In operation, the controller 414 can use the temperature information received from the temperature sensor 342 to determine the location of the formation F that has been preheated by the heating device 100 to allow positioning of the sampling module 302 at a depth and orientation such that the sampling probe 305 turned out to be aligned with the pre-heated place of formation F. At the end of positioning, controller 414 can control the hydraulic system 400 to extend the sampling probe the assembly 304 before engagement or contact with the wall 123 of the wellbore for fluid connection of the probe 305 to the formation F. In addition, the controller 414 can control the pumping unit 408 to draw fluid through the protective outlet line 404 and the sample outlet line 405 and at the same time monitor the level of fluid contamination in the outlet line 406 of the sample through the spectrometer 412. First, the fluid drawn into the protective outlet line 404 and the outlet line 406 of the sample is discharged (for example, transported to the annular space). Therefore, the controller 414 initially controls the valve 416 to direct fluid from the sample outlet line 406 to the annular space, so that fluid from the sample outlet line 406 does not accumulate in the fluid storage 420. As the pumping unit 408 continues to draw fluid from the formation F through the sampling probe 305, the level of contamination (e.g., the amount of filtrate) in the fluid passing through the sample discharge line 406 decreases. When the controller 414, through spectrometer 412, determines that the formation fluid in the sample discharge line 406 is substantially free of contamination (e.g., substantially free of filtrate) and / or the pollution has reached an acceptable low level, the controller 414 forces the valve 416 to direct fluid from the discharge line 406 samples in 420 fluid storage. When a sufficient amount of test fluid is transferred to the fluid storage 420, the controller 414 can complete the sampling process by turning off the pump down module 408 and retracting the sampling probe assembly 304.

Во время процесса отбора пробы модуль 408 откачки может работать для регулирования скоростей потоков и/или скоростей перекачивания из защитной отводной линии 404 и отводной линии 406 пробы, чтобы достигалось относительно быстрое снижение уровня загрязнения флюида в отводной линии 406 пробы. Кроме того, контроллер 414 может также регулировать абсолютные и относительные скорости перекачивания флюида из защитной отводной линии 404 и отводной линии 406 пробы, чтобы предотвращать падения давлений, которые могут снижать давление пластового флюида ниже давления насыщения, что приводит к образованию эмульсий и/или обрушению пласта F. Например, контроллер 414 может управлять модулем 408 откачки так, что для предотвращения излишнего падения давления его внутренние насосы будут циклически включаться и выключаться, работать в течение одиночных ходов или любым другим способом.During the sampling process, the evacuation module 408 can operate to control flow rates and / or pumping speeds from the guard bypass line 404 and the bypass line 406 so that a relatively rapid reduction in fluid contamination in the bypass line 406 is achieved. In addition, the controller 414 can also adjust the absolute and relative rates of fluid transfer from the guard bypass line 404 and bypass line 406 to prevent pressure drops that can reduce the pressure of the formation fluid below the saturation pressure, resulting in formation of emulsions and / or collapse of the formation F. For example, the controller 414 can control the pump down module 408 so that to prevent an excessive pressure drop, its internal pumps will cycle on and off, run for one ny moves or in any other way.

Хотя в вариантах на фиг.3 и 4 показан пробоотборный зонд 305 в виде зонда с двумя впускными отверстиями или зонда с защитой, вместо него можно использовать зонд с единственным впускным отверстием (например, зонд сверхбольшого диаметра, поставляемый фирмой Schlumberger Technology Corporation). Однако использование зонда с двумя впускными отверстиями или зонда с защитой (например, зонда Quicksilver™, поставляемого фирмой Schlumberger Technology Corporation) обычно позволяет относительно быстро снижать загрязнение пробного флюида и, следовательно, уменьшать продолжительность отбора проб, что является особенно полезным в примерах, описанных в настоящей заявке, поскольку вязкость тяжелой нефти в пласте F будет стремиться возрастать с течением времени после удаления прибора 100 для подогрева. Как следствие этого, уменьшение времени, необходимого для вытягивания пробного флюида из пласта F, позволяет извлекать пробный флюид пока он сохраняется внутри пласта F при относительно высокой температуре, низкой вязкости и высокой подвижности. Кроме того, вытягивание пробного флюида в то время, когда он имеет относительно низкую вязкость и высокую подвижность, может содействовать способности контроллера 414 поддерживать падения давления, связанные с пробным флюидом, в приемлемом диапазоне.Although the variants of FIGS. 3 and 4 show a sampling probe 305 in the form of a probe with two inlets or a probe with protection, a probe with a single inlet can be used instead (for example, an oversized probe supplied by Schlumberger Technology Corporation). However, the use of a dual-inlet probe or a shielded probe (for example, the Quicksilver ™ probe supplied by Schlumberger Technology Corporation) usually allows a relatively quick reduction in the contamination of the test fluid and, therefore, a shortened sampling time, which is especially useful in the examples described in of the present application, since the viscosity of the heavy oil in the formation F will tend to increase over time after removal of the heater 100. As a result of this, a reduction in the time required to draw the test fluid from the formation F allows the test fluid to be extracted while it is stored inside the formation F at a relatively high temperature, low viscosity and high mobility. In addition, drawing out the test fluid while it has relatively low viscosity and high mobility may contribute to the ability of the controller 414 to maintain the pressure drops associated with the test fluid in an acceptable range.

На фиг.5 и 6 представлены блок-схемы последовательности стадий вариантов способа, которые можно использовать для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта (например, пласта F). Эти способы можно реализовать, используя программное обеспечение и/или аппаратное обеспечение. В некоторых вариантах блок-схемы последовательности стадий могут представлять собой примерные машиночитаемые инструкции, а способы из указанных блок-схем можно полностью или частично реализовать путем выполнения машиночитаемых инструкций. Такие машиночитаемые инструкции могут выполняться одним или несколькими блоками 106 (фиг.1) и 322 (фиг.3) электроники и обработки, блоком 202 управления нагревательным элементом и/или контроллером 414. В частности, процессор или другое подходящее устройство для выполнения машиночитаемых инструкций может считывать такие инструкции из запоминающего устройства (например, из оперативного запоминающего устройства (ОЗУ), постоянного запоминающего устройства (ПЗУ) и т.д.) и выполнять эти инструкции. В некоторых примерах одна или несколько операций, показанных в блок-схемах последовательностей действий на фиг.5 и 6, могут быть реализованы вручную. Кроме того, порядок выполнения стадий, показанных на блок-схемах из фиг.5 и 6, может быть изменен, и/или некоторые из описанных блоков могут быть переставлены, исключены или объединены.5 and 6 are flowcharts of the steps of the process options that can be used for sampling heavy oil from an underground formation (e.g., formation F). These methods can be implemented using software and / or hardware. In some embodiments, the flowcharts of the sequence of steps can be exemplary machine-readable instructions, and the methods of these flowcharts can be fully or partially implemented by executing machine-readable instructions. Such machine-readable instructions may be executed by one or more electronics and processing units 106 (FIG. 1) and 322 (FIG. 3), a heating element control unit 202 and / or a controller 414. In particular, a processor or other suitable device for executing machine-readable instructions may read such instructions from the storage device (for example, from random access memory (RAM), read-only memory (ROM), etc.) and follow these instructions. In some examples, one or more of the operations shown in the flowcharts in FIGS. 5 and 6 may be manually implemented. In addition, the execution order of the stages shown in the flowcharts of FIGS. 5 and 6 may be changed, and / or some of the described blocks may be rearranged, deleted, or combined.

На фиг.5 представлена схема последовательности стадий, варианта способа 500 для подогрева подземного пласта (например, пласта F). Сначала в способе 500 определяют на стадии 502 площадь пласта (например, пласта F), подлежащего опробованию. Например, прибор для каротажа пласта (например, имеющий устройство гамма-каротажа) можно спустить в ствол скважины (например, в ствол 102 скважины) для определения глубины пласта, подлежащего опробованию. Затем прибор для подогрева пласта (например, прибор 100 для подогрева) располагают на стадии 504 в стволе скважины (например, в стволе 102) относительно площади пласта (например, пласта F), подлежащего опробованию. Например, для расположения прибора 100 внутри ствола 102 скважины, его можно спустить до такой глубины (например, на основании глубины, определенной на стадии 502), чтобы нагревательный модуль 108 был расположен вблизи пласта F или совмещен с ним. Глубину погружения нагревательного модуля 108 можно определять, используя любой известный способ, например, такой как кабельная маркировка кабеля 104. Кроме того, детектор 116 положения можно использовать для определения ориентации прибора 100 относительно пласта F, чтобы определять участок или площадь пласта F, который находится в контакте с нагревательным модулем 108.5 is a flowchart of an embodiment of a method 500 for heating an underground formation (e.g., formation F). First, in method 500, in step 502, the area of the formation (e.g., formation F) to be tested is determined. For example, a formation logging tool (e.g., having a gamma-ray logging device) can be lowered into a wellbore (e.g., into a wellbore 102) to determine the depth of the formation to be tested. Then, a device for heating the formation (for example, device 100 for heating) is located at step 504 in the wellbore (for example, in the well 102) relative to the area of the formation (for example, formation F) to be tested. For example, to position the device 100 inside the wellbore 102, it can be lowered to such a depth (for example, based on the depth determined in step 502) so that the heating module 108 is located near or aligned with the formation F. The immersion depth of the heating module 108 can be determined using any known method, for example, such as cable marking of the cable 104. In addition, the position detector 116 can be used to determine the orientation of the device 100 relative to the formation F, to determine the area or area of the formation F, which is located in contact with the heating module 108.

Затем подогревают на стадии 506 площадь пласта, подлежащего опробованию. Например, блок 202 управления нагревательным элементом (фиг.2) может подавать электрическую энергию на нагревательный элемент 200 (фиг.2) на основании температуры стенки 123 буровой скважины в области пласта F, предоставляемой датчиком 204 температуры (фиг.2). Температура стенки буровой скважины может регулироваться до заданной повышенной температуры (например, на 50°С выше, чем в пластовых условиях), и может поддерживаться повышенная температура. Выбранную или регулируемую повышенную температуру, поддерживаемую нагревательным модулем 108, выбирают из условия минимизации или по существу предотвращения возможности термического крекинга флюидов в пласте F или иным образом нарушения целостности пласта F и целостности пластовых флюидов в пласте F. Однако выбор соответствующей повышенной температуры может быть основан на многочисленных факторах, например, таких как геофизические свойства пласта, свойства тяжелой нефти в пласте F и т.д.The area of the formation to be tested is then heated in step 506. For example, the heating element control unit 202 (FIG. 2) may supply electrical energy to the heating element 200 (FIG. 2) based on the temperature of the borehole wall 123 in the region of the formation F provided by the temperature sensor 204 (FIG. 2). The temperature of the wall of the borehole can be adjusted to a predetermined elevated temperature (for example, 50 ° C higher than in reservoir conditions), and an elevated temperature can be maintained. The selected or controlled elevated temperature maintained by the heating module 108 is selected to minimize or substantially prevent the possibility of thermal cracking of the fluids in the formation F or otherwise violate the integrity of the formation F and the integrity of the formation fluids in the formation F. However, the selection of the corresponding elevated temperature can be based on numerous factors, for example, such as geophysical properties of the formation, properties of heavy oil in the formation F, etc.

Способ 500 продолжают для подогрева пласта F до его готовности на стадии 508 для отбора проб. Пласт F можно подогревать в течение заданного периода времени, чтобы подогреть объем пласта F в достаточной степени для получения требуемого объема пробного флюида. Например, несколько часов может потребоваться для достаточного подогрева объема пласта, чтобы способствовать извлечению около 1 л пробы тяжелой нефти. После того как в способе 500 определяют, что пласт F подготовлен на стадии 508 для отбора проб, уточняют на стадии 510 положение (например, глубину и ориентацию) прибора 100 для отбора проб внутри ствола 102 скважины. Такую уточненную информацию о положении можно сохранять для обращения во время последующего отбора проб из пласта F. После уточнения положения прибора 100 для отбора проб внутри ствола 102 скважины удаляют на стадии 512 прибор 100 из ствола 102 скважины.Method 500 is continued to heat formation F until it is ready in sampling step 508. The formation F can be heated for a predetermined period of time to warm the volume of the formation F sufficiently to obtain the required volume of the test fluid. For example, it may take several hours for the formation volume to be warmed sufficiently to help extract about 1 liter of the heavy oil sample. After the method 500 determines that the formation F is prepared in step 508 for sampling, the position (for example, depth and orientation) of the sampling device 100 inside the well bore 102 is specified in step 510. Such updated position information can be stored for later reference during subsequent sampling from Form F. Once the position of the sampling device 100 within the wellbore 102 is verified, the device 100 is removed from the wellbore 102 in step 512.

На фиг.6 показан вариант способа 600 отбора проб пластового флюида из предварительно подогретой площади подземного пласта. Сначала прибор для отбора проб (например, прибор 300 для отбора проб) предварительно подогревают на стадии 602 на земной поверхности. В качестве варианта прибор для отбора проб может быть подогрет в буровой скважине. Например, прибор 300 для отбора проб может быть подогрет по меньшей мере до температуры нагревательного модуля 108 путем использования нагревательного аппарата прибора, нагревательных пластин и/или спиральных изолированных резистивных элементов вокруг прибора 300. Подогрев прибора 300 для отбора проб до температуры, примерно равной половине температуре, при которой площадь пласта F, подлежащего опробованию, оказывается прогретой, но которая не превышает максимальной рабочей температуры прибора 300, ослабляет потенциальный эффект охлаждения, который прибор 300 может оказывать при приведении в непосредственную близость или контакт с предварительно подогретым участком пласта F. Кроме того, предварительный подогрев прибора 300 для отбора проб облегчает протекание отбираемого пластового флюида внутри прибора 300 для отбора проб благодаря поддержанию отобранного флюида при относительно высокой температуре и, следовательно, низкой вязкости.FIG. 6 shows an embodiment of a method 600 for sampling formation fluid from a preheated area of an underground formation. First, a sampling device (e.g., a sampling device 300) is preheated in step 602 on the earth's surface. Alternatively, the sampling device may be heated in a borehole. For example, the sampling device 300 may be heated to at least the temperature of the heating module 108 by using the device’s heating apparatus, heating plates and / or spiral insulated resistive elements around the device 300. Heating the sampling device 300 to a temperature of about half the temperature at which the area of the formation F to be tested is warmed up, but which does not exceed the maximum operating temperature of the device 300, weakens the potential cooling effect, which the device 300 can exert when brought into close proximity or contact with a preheated portion of the formation F. In addition, preheating the sampling device 300 facilitates the flow of the produced formation fluid inside the sampling device 300 by maintaining the sampled fluid at a relatively high temperature and, hence low viscosity.

Затем предварительно подогретый прибор 300 для отбора проб позиционируют на стадии 604 в стволе 102 скважины, чтобы получить пробу пластового флюида из площади пласта F, которая была предварительно подогрета прибором 100 для подогрева. Прибор 300 для отбора проб позиционируют в стволе 102 скважины путем его размещения на глубине и в ориентации так, что пробоотборный зонд 305 совмещается и сообщается с площадью пласта F, которая была предварительно подогрета нагревательным модулем 108 прибора 100 для подогрева. Как описывалось выше в сочетании с фиг.3, детектор 312 положения, датчик 324 температуры, модуль 314 определения температуры и/или модуль 316 позиционирования прибора можно использовать для позиционирования прибора 300 для отбора проб таким образом, чтобы пробоотборный зонд 305 должным образом совместился с предварительно подогретым участком пласта F.Then, the preheated sampling device 300 is positioned at step 604 in the wellbore 102 to obtain a formation fluid sample from the formation area F that has been preheated by the preheater 100. The sampling device 300 is positioned in the wellbore 102 by positioning it at a depth and orientation so that the sampling probe 305 is aligned and communicated with the formation area F that has been preheated by the heating module 108 of the heater 100. As described above in conjunction with FIG. 3, the position detector 312, the temperature sensor 324, the temperature determination module 314 and / or the instrument positioning module 316 can be used to position the sampling device 300 so that the sampling probe 305 is properly aligned with the pre heated area F.

После позиционирования прибора 300 для отбора проб должным образом внутри ствола 102 скважины согласно способу 600 отбирают на стадии 606 пробу пластового флюида из пласта F. Как описывалось выше в сочетании с фиг.4, прибор 300 для отбора флюида может отбирать пробу флюида из пласта F. После завершения отбора на стадии 606 пробы в соответствии с примерным способом 600 прибор 300 для отбора проб удаляют на стадии 608 на поверхность.After positioning the sampling device 300 properly inside the wellbore 102, according to method 600, a sample of formation fluid is sampled from formation F. in step 606. As described above in conjunction with FIG. 4, a fluid sampling device 300 can take a sample of fluid from formation F. After completion of sampling at step 606 of the sample in accordance with an exemplary method 600, the sampling device 300 is removed at step 608 to the surface.

На фиг.7а и 7b показан вариант скважинной приборной колонны 700, которая развернута (например, спущена) в ствол 102 скважины для подогрева участка подземного пласта F, из которого должна быть получена проба тяжелой нефти. Более конкретно на фиг.7а показана приборная колонна 700 в положении подогрева и на фиг.7b показана приборная колонна 700 в последующем положении отбора пробы. Эти два положения различаются по меньшей мере расположением приборной колонны 700 относительно пласта F. В частности, управляемое перемещение приборной колонны 700 между двумя положениями обеспечивает возможность выполнения операций подогрева и отбора пробы при по существу одном местоположении или на одной глубине.FIGS. 7a and 7b show an embodiment of a downhole tool string 700 that is deployed (eg, lowered) into a wellbore 102 to heat a portion of an underground formation F from which a heavy oil sample is to be obtained. More specifically, FIG. 7a shows an instrument column 700 in a heated position and FIG. 7b shows an instrument column 700 in a subsequent sampling position. These two positions differ by at least the location of the instrument string 700 relative to the formation F. In particular, the controlled movement of the instrument string 700 between the two positions allows heating and sampling at substantially the same location or at the same depth.

На фигурах 7а и 7b приборная колонна 700 показана в виде спускаемого на кабеле каротажного прибора. Поэтому приборную колонну 700 спускают от блока 706 электроники и обработки, расположенного на поверхности вблизи ствола 102 скважины, в ствол 102 скважины по кабелю 704. В частности, блок 706 электроники и обработки выполнен с возможностью измерения и индикации длины кабеля, натяжения кабеля и т.д., результаты которых можно использовать для отслеживания местоположения или положения приборной колонны 700 на всем протяжении ствола 102 скважины.In figures 7a and 7b, the tool string 700 is shown as a wireline logging tool. Therefore, the instrument string 700 is lowered from the electronics and processing unit 706 located on the surface near the wellbore 102 to the wellbore 102 via cable 704. In particular, the electronics and processing unit 706 is configured to measure and indicate cable length, cable tension, etc. D., the results of which can be used to track the location or position of the instrument string 700 throughout the wellbore 102.

Приборная колонна 700 включает в себя множество модулей или приборов для выполнения разнообразных функций. Более конкретно приборная колонна 700 может включать в себя вертлюг 708, выполненный с возможностью уменьшения или предотвращения передачи крутящего момента между кабелем 704 и колонной 700. Вертлюг 708 может предотвращать вращение приборной колонны 700 в стволе 102 скважины, когда кабель 704 наматывают на барабан или разматывают при подъеме и/или при спуске приборной колонны 700. Приборная колонна 700 может также включать в себя один или несколько картриджей 710 датчиков. Предпочтительно, чтобы картридж 710 датчиков содержал один или несколько датчиков оценки пласта, которые можно использовать для установления корреляционной связи положения приборной колонны 700 с измеренными геологическими особенностями пласта, в котором проходит ствол 102 скважины. В качестве варианта или дополнительно картридж 710 датчиков может содержать детекторы положения или перемещения, такие как акселерометры, магнитометры и т.д., которые можно использовать для отслеживания местоположения или положения приборной колонны 700 в стволе 102 скважины. Приборная колонна 700 также включает в себя прибор для подогрева или нагревательный модуль 720, который, как описывалось более подробно в настоящей заявке, подводит управляемое количество тепловой энергии к пласту F для подогрева участка пласта F, из которого должна извлекаться проба тяжелой нефти. Наконец, приборная колонна 700 включает в себя прибор для отбора проб из пласта, который может использоваться после подогрева пласта F для получения пробы тяжелой нефти из подогретого участка пласта F. Как показано на фигурах 7а и 7b, прибор для отбора проб из пласта содержит зондовый модуль 730, используемый по выбору модуль 740 подогрева отводных линий, модуль 750 измерения свойств флюида, несущий пробу модуль 760 и модуль 770 откачки.The instrument string 700 includes a plurality of modules or instruments for performing a variety of functions. More specifically, the tool string 700 may include a swivel 708 configured to reduce or prevent the transmission of torque between the cable 704 and the string 700. The swivel 708 can prevent the rotation of the tool string 700 in the wellbore 102 when the cable 704 is wound on a reel or unwound lifting and / or lowering the instrument column 700. The instrument column 700 may also include one or more sensor cartridges 710. Preferably, the sensor cartridge 710 contains one or more formation evaluation sensors that can be used to correlate the position of the instrument string 700 with the measured geological features of the formation in which the wellbore 102 passes. Alternatively or additionally, the sensor cartridge 710 may include position or displacement detectors, such as accelerometers, magnetometers, etc. that can be used to track the location or position of the instrument string 700 in the wellbore 102. Instrument tower 700 also includes a pre-heater or heating module 720, which, as described in more detail herein, supplies a controlled amount of thermal energy to the formation F to heat the area of the formation F from which the heavy oil sample is to be extracted. Finally, instrument string 700 includes a reservoir sampling device that can be used after heating reservoir F to obtain a heavy oil sample from a heated portion of reservoir F. As shown in FIGS. 7a and 7b, the reservoir sampling device includes a probe module 730, an optionally used branch line heating module 740, a fluid property measuring module 750, a sample-carrying module 760, and a pumping module 770.

Для определения площади пласта, подлежащего опробованию, картридж 710 датчиков может быть снабжен одним или несколькими датчиками оценки, выполненными с возможностью определения геологических особенностей пласта, вскрываемого стволом 102 скважины. Например, картридж датчиков может включать в себя датчики оценки пласта, такие как датчики естественного гамма-излучения, датчики ядерного магнитного резонанса, диэлектрические датчики и т.п. Кроме того, может устанавливаться корреляционная связь обнаруживаемых геологических особенностей с местоположениями или положениями приборной колонны 700 в стволе 102 скважины и, в частности, с положением прибора 720 для подогрева и/или пробоотборного зонда 732 относительно пласта F, подлежащего опробованию.To determine the area of the formation to be tested, the sensor cartridge 710 may be equipped with one or more evaluation sensors configured to determine the geological features of the formation exposed by the wellbore 102. For example, a sensor cartridge may include formation evaluation sensors such as natural gamma radiation sensors, nuclear magnetic resonance sensors, dielectric sensors, and the like. In addition, a correlation can be established between the detected geological features and the locations or positions of the tool string 700 in the wellbore 102 and, in particular, with the position of the heater 720 and / or the sampling probe 732 relative to the formation F to be tested.

Для определения местоположения или положения приборной колонны 700 в стволе 102 скважины картридж 710 датчиков может быть также снабжен датчиками перемещения и/или положения. Примеры реализации детекторов положения включают в себя, но без ограничения ими, один или несколько магнитометров, выполненных с возможностью измерения ориентации приборной колонны 700. Примеры реализации детекторов перемещения включают в себя, но без ограничения ими, один или несколько акселерометров, выполненных с возможностью определения ускорения приборной колонны вдоль оси ствола 102 скважины и, тем самым, абсолютного или относительного положения приборной колонны 700 на всем протяжении ствола 102 скважины.To determine the location or position of the instrument string 700 in the wellbore 102, the sensor cartridge 710 may also be provided with displacement and / or position sensors. Examples of implementations of position detectors include, but are not limited to, one or more magnetometers configured to measure the orientation of the instrument string 700. Examples of implementations of position detectors include, but are not limited to, one or more accelerometers configured to determine acceleration the tool string along the axis of the wellbore 102 and thereby the absolute or relative position of the tool string 700 throughout the wellbore 102.

Для подогрева представляющего интерес участка пласта (например, пласта F), подлежащего опробованию, прибор 720 для подогрева снабжен подогревателем, например электрическим подогревателем, химическим подогревателем, микроволновым подогревателем или другим подогревателем, известным из уровня техники. По меньшей мере частично подогреватель может быть расположен в нагревательной подушке 722 (например, в прямоугольной подушке), выступающей из корпуса прибора для подогрева. Предпочтительно, чтобы нагревательная подушка 722 была прижата к стенке 123 ствола 102 скважины дугообразной пружиной 724 для содействия тепловой связи между нагревательной подушкой 722 и пластом F. Предпочтительно, чтобы прибор для подогрева был снабжен соответствующей электроникой контроля и управления, описанной, например, с обращением к фиг.2. В одном конкретном примере прибор для подогрева также включает в себя часть электроники, которая преобразует электрическую энергию, подаваемую по каротажному кабелю 704 на приборы или модули в приборной колонне 700. Эта конфигурация может быть выгодной, поскольку отсутствует необходимость передавать электрическую энергию высокого напряжения на различные модули колонны 700. Кроме того, силовая электроника даже может образовывать теплоту, которую можно использовать для подогрева пласта F.To heat a portion of the formation of interest (e.g., formation F) to be tested, the heating device 720 is provided with a heater, such as an electric heater, a chemical heater, a microwave heater, or another heater known in the art. At least partially, the heater may be located in a heating pad 722 (for example, in a rectangular pad) protruding from the housing of the heater. Preferably, the heating cushion 722 is pressed against the wall 123 of the wellbore 102 by an arc spring 724 to facilitate thermal communication between the heating cushion 722 and the formation F. It is preferable that the heating device be provided with appropriate monitoring and control electronics, described for example with reference to figure 2. In one specific example, the preheater also includes a piece of electronics that converts the electrical energy supplied through the wireline 704 to the instruments or modules in the tool string 700. This configuration may be advantageous since it is not necessary to transmit high voltage electrical energy to the various modules columns 700. In addition, power electronics can even generate heat that can be used to heat formation F.

Для установления исключительного сообщения между приборной колонной 700 и представляющим интерес участком пласта зондовый модуль 730 снабжен выдвижным зондовым узлом 732, имеющим пробоотборное впускное отверстие. Зондовый узел расположен на удалении от нагревательной подушки 722, например, для исключения повреждения эластомерного уплотнения зонда во время подогрева пласта. Кроме того, зондовый узел 732 и нагревательная подушка 722 находятся в угловом или азимутальном позиционном соответствии друг с другом.To establish exceptional communication between the instrument string 700 and the formation region of interest, the probe module 730 is provided with a retractable probe assembly 732 having a sampling inlet. The probe assembly is located away from the heating pad 722, for example, to prevent damage to the elastomeric seal of the probe during heating of the formation. In addition, the probe assembly 732 and the heating pad 722 are in angular or azimuthal positional correspondence with each other.

Зондовый узел 732 показан в отведенном положении на фиг.7а и в выдвинутом положении на фиг.7b. Зондовый узел прижимается к стенке ствола скважины установочными поршнями 734, также показанными отведенными на фиг.7а и выдвинутыми на фиг.7b. Когда зонд плотно входит в контакт со стенкой 123 ствола скважины, флюид, извлекаемый из пласта, может протекать через впускное отверстие зонда по отводной линии 780 в различные компоненты прибора для отбора проб. Поток пластового флюида в приборной колонне 700 может избирательно направляться в компоненты прибора для отбора проб благодаря использованию клапанов, таких как клапаны 734, 736, 764, 766 и 768.The probe assembly 732 is shown in the retracted position in FIG. 7a and in the extended position in FIG. 7b. The probe assembly is pressed against the borehole wall by set-up pistons 734, also shown retracted in FIG. 7a and extended in FIG. 7b. When the probe is firmly in contact with the wall 123 of the wellbore, fluid extracted from the formation may flow through the probe’s inlet through a discharge line 780 to various components of the sampling device. Formation fluid flow in instrument string 700 can be selectively directed to sampling instrument components through the use of valves such as valves 734, 736, 764, 766, and 768.

Для вытягивания пластового флюида из пласта модуль 770 откачки снабжен насосом 772, например насосом поршневого типа, по флюиду соединенным с отводными линиями 780 и 782. При желании флюид может быть сброшен в ствол скважины через выходное отверстие 784. Дополнительно или в качестве варианта небольшие объемы пластового флюида можно вытягивать в прибор, используя сбросный поршень 738. Оператор на поверхности может изменять операции приборной колонны 700 туда и обратно между вытягиванием флюида насосом 772 и вытягиванием флюида сбросным поршнем 738, посылая на приборную колонну команды для управления клапанами 732 и 734.To draw the formation fluid from the formation, the pumping module 770 is equipped with a pump 772, for example a piston type pump, fluidly connected to the discharge lines 780 and 782. If desired, the fluid can be discharged into the wellbore through the outlet 784. Additionally or as an option, small volumes of reservoir the fluid can be drawn into the device using the relief piston 738. The surface operator can change the operation of the instrument string 700 back and forth between drawing the fluid by the pump 772 and drawing the fluid by the relief piston 738, a command sent to the instrument string to control valves 732 and 734.

Для анализа свойств флюида, вытягиваемого в отводную линию 780, модуль 750 измерения снабжен одним или несколькими датчиками 752 флюида, в рабочем состоянии связанными с отводной линией 780. Датчик 752 флюида можно реализовать в виде одного или нескольких датчиков давления, термометра, вискозиметра, денситометра, спектрометра (оптического, ядерного магнитного резонанса) и т.п. Информация, воспринимаемая датчиком 752, может быть использована для избирательного направления пластового флюида в отводную линию 780 между отводной линией 782 и резервуаром-хранилищем 762 пробы путем управления клапанами 764, 766 и 768. В показанном примере для измерения свойства флюида до направления в резервуар-хранилище 762 пробы, для эффективного определения характеристик флюида, входящего в приборную колонну, датчик 752 флюида расположен между зондовым узлом 732 и насосом 772. Однако в качестве варианта датчик флюида (непоказанный) может быть расположен между насосом 772 и выходным отверстием 784. Эта альтернативная конфигурация может быть полезной, когда погребенная вода и пластовая нефть разделяются в насосе 772. При этом порции воды из пластового флюида и порции нефти из пластового флюида могут раздельно характеризоваться датчиком 752.To analyze the properties of the fluid drawn into the bypass line 780, the measurement module 750 is equipped with one or more fluid sensors 752, in working condition connected to the bypass line 780. The fluid sensor 752 can be implemented as one or more pressure sensors, a thermometer, a viscometer, a densitometer, spectrometer (optical, nuclear magnetic resonance), etc. The information sensed by the sensor 752 can be used to selectively direct the formation fluid into a bypass line 780 between the bypass line 782 and the sample storage tank 762 by controlling valves 764, 766 and 768. In the example shown, to measure the fluid properties before being directed to the storage tank 762 samples, to effectively determine the characteristics of the fluid entering the instrument string, the fluid sensor 752 is located between the probe assembly 732 and the pump 772. However, as an option, the fluid sensor (not shown) may be placed between the pump 772 and the outlet 784. This alternative configuration may be useful when buried water and reservoir oil are separated in the pump 772. In this case, portions of water from the reservoir fluid and portions of oil from the reservoir fluid may be separately characterized by a sensor 752.

Для захвата флюида, извлекаемого из пласта, несущий пробу модуль 760 снабжен одним или несколькими резервуарами 762 для пробы. В показанном примере для минимизации количества флюида, которое необходимо извлекать из пласта, и для заполнения отводной линии 780 до того, как флюид достигает резервуара 762 для пробы, резервуар для пробы расположен вблизи отверстия для отбора пробы приборной колонны 700. Однако в качестве варианта резервуар для пробы можно располагать на других местах в приборной колонне 700, например, при использовании конфигурации, называемой конфигурацией отбора проб с низким ударным воздействием на пласт. В качестве варианта небольшие объемы пластового флюида могут быть захвачены посредством сбросного поршня 738 и герметически закрыты во время транспортировки путем использования клапана 734.To capture fluid extracted from the formation, the sample carrying module 760 is provided with one or more sample tanks 762. In the example shown, to minimize the amount of fluid that needs to be removed from the formation and to fill the discharge line 780 before the fluid reaches the sample reservoir 762, the sample reservoir is located near the sampling hole of the instrument string 700. However, as an option, the reservoir for samples can be placed elsewhere in instrument string 700, for example, using a configuration called a low impact impact sampling configuration. Alternatively, small volumes of formation fluid may be captured by a discharge piston 738 and hermetically closed during transport by using valve 734.

Для подогрева пластового флюида, вытягиваемого в приборную колонну 700, ее можно снабдить одним или несколькими модулями 740 подогрева отводной линии, при желании расположенными в приборной колонне 700. Модуль подогрева отводной линии содержит подогреватель 742, термически связанный с отводной линией 780. В некоторых примерах подогреватель может использоваться для избирательного изменения температуры флюида, входящего в модуль 750 измерения, и определения изменений свойств флюида, являющихся результатом изменений температуры.To heat the formation fluid drawn into the instrument string 700, it can be equipped with one or more modules for heating the outlet line, optionally located in the instrument column 700. The module for heating the outlet line includes a heater 742 thermally connected to the outlet line 780. In some examples, the heater can be used to selectively change the temperature of the fluid included in the measurement module 750 and to determine changes in fluid properties resulting from changes in temperature.

Хотя в осуществлении из фигур 7а и 7b прибор 720 для подогрева показан над зондовым модулем 730, при желании компоновка модулей 720, 730, 740, 750, 760 и 770 может быть изменена (не показано) на противоположную. В этой измененной перевернутой конфигурации между операцией подогрева и операцией отбора пробы приборную колонну 700 необходимо опускать, а не поднимать. Кроме того, без отступления от этого раскрытия можно реализовать другие конфигурации приборной колонны 700. Конечно, предпочтительно создавать прибор 700 модульным и соответственно его конфигурацию можно определять на основании задач, специфических для каждой из оцениваемых скважин.Although in the embodiment of figures 7a and 7b, the heating device 720 is shown above the probe module 730, if desired, the layout of the modules 720, 730, 740, 750, 760 and 770 can be reversed (not shown). In this modified inverted configuration between the heating operation and the sampling operation, the instrument string 700 needs to be lowered, not raised. In addition, without departing from this disclosure, other configurations of the tool string 700 can be implemented. Of course, it is preferable to create the tool 700 modular and accordingly its configuration can be determined based on tasks specific to each of the evaluated wells.

В процессе работы приборную колонну 700 можно использовать для обеспечения подвижности и отбора флюида, содержащегося в представляющем интерес пласте. После определения площади пласта F, подлежащего опробованию, используя, например, измерения, собранные картриджем 710 датчиков, прибор 720 для подогрева совмещают с пластом. Для содействия совмещению прибора 720 для подогрева с пластом F глубину прибора 720 для подогрева внутри ствола 102 скважины можно определять, используя любой известный способ определения глубины, например, обеспечиваемый блоком 706 электроники и обработки. Чтобы улучшить позиционирование прибора 720 для подогрева, можно использовать такие технические решения, как маркировка кабеля. Кроме того, геологические особенности, обнаруживаемые датчиком 710, можно использовать совместно с глубиной, обеспечиваемой блоком 706 электроники и обработки для дальнейшего улучшения позиционирования прибора 720 для подогрева. Затем, как показано на фиг.7а, можно начать подогрев пласта, подлежащего опробованию.In operation, the instrument string 700 can be used to provide mobility and fluid selection in the formation of interest. After determining the area of the formation F to be tested, using, for example, measurements collected by the sensor cartridge 710, the heating device 720 is combined with the formation. To facilitate alignment of the preheater 720 with the formation F, the depth of the preheater 720 inside the wellbore 102 can be determined using any known depth determination method, such as provided by the electronics and processing unit 706. To improve the positioning of the 720 heater, you can use technical solutions such as cable marking. In addition, the geological features detected by the sensor 710 can be used in conjunction with the depth provided by the electronics and processing unit 706 to further improve the positioning of the heater 720. Then, as shown in FIG. 7a, heating of the formation to be tested can begin.

После нахождения пласта, подлежащего опробованию, пробоотборный зонд 732 совмещают с участком пласта, который был подогрет прибором 720 для подогрева. Поскольку в осуществлении из фиг.7а и 7b зондовый узел 732 и нагревательная подушка 722 находятся в угловом или азимутальном позиционном соответствии друг с другом, приборную колонну 700 можно немного переместить кверху на расстояние, примерно равное пространству между впускным отверстием пробоотборного зонда 732 и нагревательной подушкой 722, чтобы впускное отверстие зонда 432 обратилось к участку пласта F, предварительно подогретого прибором 720 для подогрева. Для осуществления этого может быть достаточно регулирования глубины приборной колонны 700, обеспечиваемой блоком 706 электроники и обработки. В действительности, поскольку нагревательный модуль 720 и зондовый модуль 730 находятся рядом в приборной колонне 700, пространство между впускным отверстием пробоотборного зонда 432 и нагревательной подушкой 722 составляет порядка от 10 до 30 футов (от 3,048 до 9,144 м). Известный контроль глубины, обеспечиваемый наземным блоком 706, обычно является точным в пределах такого диапазона. Однако такие технические решения, как маркировку кабеля, можно использовать для улучшения позиционного согласования зонда 732 с подогретым участком пласта. Кроме того, геологические особенности, обнаруживаемые датчиком 710, можно использовать совместно с глубиной, обеспечиваемой блоком 706 электроники и обработки, для дальнейшего улучшения позиционного согласования зонда 732 с подогретым участком пласта.After finding the formation to be tested, the sampling probe 732 is combined with the area of the formation, which was heated by the device 720 for heating. Since in the implementation of FIGS. 7a and 7b, the probe assembly 732 and the heating pad 722 are in angular or azimuthal positional relation with each other, the instrument string 700 can be slightly moved upward by a distance approximately equal to the space between the inlet of the sampling probe 732 and the heating pad 722 so that the inlet of the probe 432 faces a portion of the formation F previously preheated by the preheater 720. To accomplish this, adjusting the depth of the instrument string 700 provided by the electronics and processing unit 706 may suffice. In fact, since the heating module 720 and the probe module 730 are adjacent to the instrument string 700, the space between the inlet of the sampling probe 432 and the heating pad 722 is on the order of 10 to 30 feet (3.048 to 9.144 m). Known depth control provided by the ground unit 706 is usually accurate within such a range. However, technical solutions such as cable marking can be used to improve the positional alignment of probe 732 with a heated portion of the formation. In addition, the geological features detected by the sensor 710 can be used in conjunction with the depth provided by the electronics and processing unit 706 to further improve the positional alignment of the probe 732 with the heated portion of the formation.

Для обеспечения ограниченного поворота приборной колонны 700 при ее подъеме в стволе 102 скважины, нагревательную подушку 722 и дугообразную пружину 724 можно использовать для направления приборной колонны 700 по конкретному азимуту, тем самым поддерживая согласование по угловому положению пробоотборного зонда 732 с подогретым участком пласта. Кроме того, снижение величины крутящего момента, передаваемого от кабеля 704 к приборной колонне 700, благодаря вертлюгу 708 также способствует поддержанию согласования по угловому положению пробоотборного зонда 732 с подогретым участком пласта. Наконец, оператор на поверхности может проверять поддержание согласования по угловому положению во время перемещения приборной колонны 700, контролируя, например, ориентацию приборной колонны, на основании измерений магнитометров, предусмотренных в картридже 710 датчиков.To ensure limited rotation of the instrument string 700 when it is raised in the wellbore 102, a heating pad 722 and an arcuate spring 724 can be used to guide the instrument string 700 in a particular azimuth, thereby maintaining alignment in the angular position of the sampling probe 732 with the heated portion of the formation. In addition, the reduction in the amount of torque transmitted from the cable 704 to the instrument string 700 due to the swivel 708 also helps to maintain alignment in the angular position of the sampling probe 732 with the heated portion of the formation. Finally, the surface operator can verify that the alignment of angular position is maintained during movement of the instrument string 700 by monitoring, for example, the orientation of the instrument string based on measurements of magnetometers provided in the sensor cartridge 710.

После совмещения пробоотборного зонда 732 с участком пласта, который был подогрет прибором 720 для подогрева, пробоотборный зонд может быть выдвинут, как показано на фиг.7b, и может быть начат отбор пробы из пласта F, например, как более подробно описано в настоящей заявке.After aligning the sampling probe 732 with the portion of the formation that has been heated by the heater 720, the sampling probe may be extended as shown in FIG. 7b, and sampling from the formation F may begin, for example, as described in more detail herein.

На фиг.8a-8b показан другой вариант скважинной приборной колонны 1010, включающей в себя прибор 1038 для подогрева и отдаленный прибор 1020 для отбора проб, которую можно использовать для обеспечения подвижности и получения пробы тяжелой нефти. В частности, приборная колонна 1010 включает в себя анкерную секцию 1014 и подвижную секцию 1016. В показанной реализации прибор 1038 для подогрева и прибор 1020 для отбора проб расположены в подвижной секции 1016 приборной колонны 1010. Расстояние между анкерной секцией 1014 и подвижной секцией 1016 можно изменять с высокой степенью точности путем выдвижения и/или отведения распорки или стержня, в процессе работы присоединенного к ним. Поэтому многочисленные или последовательные операции с использованием прибора 1038 для подогрева и прибора 1020 для отбора проб можно выполнять по существу на одном месте или одной глубине.On figa-8b shows another variant of the downhole tool string 1010, including a device 1038 for heating and a remote device 1020 for sampling, which can be used to provide mobility and obtain samples of heavy oil. In particular, the instrument string 1010 includes an anchor section 1014 and a movable section 1016. In the illustrated embodiment, a heating device 1038 and a sampling device 1020 are located in the movable section 1016 of the instrument string 1010. The distance between the anchor section 1014 and the movable section 1016 can be changed with a high degree of accuracy by extending and / or retracting a spacer or rod, in the process attached to them. Therefore, multiple or sequential operations using the heating device 1038 and the sampling device 1020 can be performed at substantially the same location or depth.

В процессе работы приборная колонна 1010 может быть подвешена к каротажному кабелю 1104 или другому транспортировочному средству и спущена в ствол 102 скважины. После определения площади пласта F, подлежащего опробованию, используя, например, измерения, собранные с помощью картриджа датчиков (непоказанного), прибор 1038 для подогрева совмещают с пластом, а анкеры 1012 избирательно выдвигают на расстояние или в сторону из скважинного прибора 1010 до контакта или зацепления со стенкой 123 ствола 102 скважины, тем самым закрепляя или фиксируя положение секции 1014 относительно стенки 123 ствола 102 скважины. В качестве варианта анкера 1012 могут быть выдвинуты с осуществлением контакта со стенкой 123 ствола 102 скважины до совмещения прибора 1038 для подогрева с пластом, подлежащим опробованию. В этом случае секцию 1016 можно перемещать относительно секции 1014 на относительно точные расстояния вдоль продольной оси скважинной приборной колонны 1010 до совмещения прибора 1038 для подогрева с площадью, подлежащей опробованию. Таким образом, прибор 1038 для подогрева можно более точно позиционировать на глубинах или местах внутри ствола скважины, чем это возможно в иных случаях при использовании обычных технических решений, например, таких как маркировка каротажного кабеля, использовании корреляционных способов с датчиками гамма-излучения или другими датчиками и т.д. Кроме того, соединительный механизм между анкерной секцией 1014 и подвижной секцией 1016 можно использовать для избирательной ориентации прибора для подогрева по направлению требуемой ориентации в стволе 102 скважины. После этого, как показано на фиг.8а, можно начать прогрев пласта, подлежащего опробованию. В частности, нагревательную подушку 1030 можно выдвинуть из прибора 1038 для прогрева до теплового контакта со стенкой 123 ствола скважины. Прибор для подогрева может быть дополнительно стабилизирован выдвижным рычагом 1032.In operation, the tool string 1010 may be suspended from the wireline 1104 or other vehicle and lowered into the wellbore 102. After determining the area of the formation F to be tested using, for example, measurements collected using a sensor cartridge (not shown), the heating device 1038 is aligned with the formation, and the anchors 1012 are selectively extended a distance or to the side of the downhole tool 1010 until contact or engagement with the wall 123 of the wellbore 102, thereby fixing or fixing the position of the section 1014 relative to the wall 123 of the wellbore 102. Alternatively, the anchor 1012 can be extended to make contact with the wall 123 of the wellbore 102 before aligning the heater device 1038 with the formation to be tested. In this case, section 1016 can be moved relative to section 1014 by relatively accurate distances along the longitudinal axis of the downhole tool string 1010 until the heater 1038 is aligned with the area to be tested. Thus, the heating device 1038 can be more accurately positioned at depths or places inside the borehole than is possible in other cases using conventional technical solutions, for example, such as marking wireline logs, using correlation methods with gamma radiation sensors or other sensors etc. In addition, the connecting mechanism between the anchor section 1014 and the movable section 1016 can be used to selectively orient the device for heating in the direction of the desired orientation in the wellbore 102. After that, as shown in Fig. 8a, it is possible to start heating the formation to be tested. In particular, the heating pad 1030 can be pulled out of the device 1038 to warm up to heat contact with the wall 123 of the wellbore. The heating device may be further stabilized by a pull lever 1032.

После нахождения пласта, подлежащего опробованию, нагревательную подушку 1030 и рычаг 1032 можно отвести для обеспечения возможности перемещения прибора 1038 для подогрева. Затем впускное отверстие зонда 1022 прибора 1020, совмещают с участком пласта, который был подогрет прибором 1038 для подогрева. Как упоминалось ранее, подвижная секция 1016 из примерной скважинной приборной колонны 1010 включает в себя прибор 1038 для подогрева и прибор 1020 для отбора проб, расположенный на известном расстоянии вдоль продольной оси скважинного прибора 1010 от прибора 1038 для подогрева. Поэтому, перемещая подвижную секцию 1016 на известное расстояние, отделяющее прибор для подогрева от прибора для отбора проб, зонд 1022 можно позиционировать на уровне подогретого участка пласта. Кроме того, анкеры 1012 могут быть выполнены с возможностью предотвращения вращательного перемещения приборной колонны 1010 при выдвижении секции 1016. Таким образом, ориентация зонда 1022 будет соответствовать участку пласта F, предварительно подогретого прибором 1038 для подогрева. После совмещения пробоотборного зонда 1022 с участком пласта, который был подогрет прибором 1038 для подогрева, пробоотборный зонд и установочные поршни 1024 могут быть выдвинуты, как показано на фиг.8b, и отбор пробы из пласта F можно начать.After finding the formation to be tested, the heating pad 1030 and the lever 1032 can be retracted to allow movement of the heating device 1038. Then, the inlet of the probe 1022 of the device 1020 is combined with a portion of the formation that has been heated by the heating device 1038. As previously mentioned, the movable section 1016 of the exemplary downhole tool string 1010 includes a heater 1038 and a sampling device 1020 located at a known distance along the longitudinal axis of the downhole tool 1010 from the heater 1038. Therefore, by moving the movable section 1016 a known distance separating the heating device from the sampling device, the probe 1022 can be positioned at the level of the heated portion of the formation. In addition, the anchors 1012 can be configured to prevent rotational movement of the instrument string 1010 when extending the section 1016. Thus, the orientation of the probe 1022 will correspond to the portion of the formation F preheated by the heater 1038. After aligning the sampling probe 1022 with the portion of the formation that has been preheated by the heater 1038, the sampling probe and alignment pistons 1024 can be extended as shown in FIG. 8b, and sampling from formation F can be started.

На фиг.9 показана блок-схема последовательности стадий варианта способа 900 обеспечения подвижности и отбора пробы пластового флюида. В частности, в способе 900 облегчено позиционирование прибора для отбора проб на месте, ранее занятом прибором для подогрева. Способ 900 можно реализовать, используя, например, приборную колонну 700 из фиг.7a-b или приборную колонну 1010 из фиг.8a-b.FIG. 9 is a flowchart of an embodiment of a method 900 of providing mobility and sampling of formation fluid. In particular, in method 900, the positioning of the sampling apparatus at a location previously occupied by the heating apparatus is facilitated. Method 900 can be implemented using, for example, the instrument string 700 of FIGS. 7a-b or the instrument string 1010 of FIGS. 8a-b.

На стадии 902 приборную колонну подвешивают в стволе скважины. Приборная колонна включает в себя нагревательный модуль для передачи тепловой энергии к участку подземного пласта и блок управления подогревом для регулирования тепловой энергии, создаваемой нагревательным модулем. Приборная колонна также включает в себя пробоотборный зонд в отдалении от нагревательного модуля. Дополнительно приборная колонна включает в себя модуль ориентации для управления ориентацией пробоотборного зонда относительно подземного пласта, когда приборную колонну перемещают вдоль буровой скважины. На выполняемой по желанию стадии 904 определяют площадь пласта, подлежащего опробованию. Например, выполняют каротаж участка скважины, используя датчик оценивания пласта, транспортируемый приборной колонной, спущенной на этапе 902. Каротажную диаграмму анализируют, чтобы выбрать участок отбора пробы. Затем на стадии 906 прибор для подогрева позиционируют рядом с выбранным участком отбора пробы, используя один или несколько способов, рассмотренных в настоящей заявке. Операцию подогрева начинают на стадии 908 и продолжают до тех пор, пока не сочтут пласт подлежащим опробованию на стадии 910. На стадии 912 прибор для подогрева перемещают в стволе скважины, чтобы предоставить пространство прибору для отбора проб на месте по соседству с подогретым участком пласта. В способе 900 операции подогрева и отбора пробы фактически разделены, в результате чего обеспечивается более оптимальное управление операциями подогрева и отбора пробы в случае пластов, содержащих тяжелую нефть. Кроме того, разделение систем для подогрева пласта и отбора проб может обеспечить лучшую защиту пробоотборных элементов, которые чувствительны к высоким температурам, таких как эластомерные уплотняющие детали зонда. Более того, наличие отдельных приборов для подогрева и отбора проб придает модульность скважинной приборной колонне, тем самым позволяя реализовывать по желанию колонны с различными конфигурациями при ограниченном количестве приборных средств. На стадии 912 прибор для отбора проб позиционируют в стволе скважины так, чтобы пробоотборное впускное отверстие пробоотборника сообщалось с участком подземного пласта, предварительно подогретым прибором для подогрева. Для этого можно использовать способы совмещения пробоотборного зонда с подогретым участком пласта, рассмотренные в связи с фигурами 7а, 7b, 8a и 8b, а также другие способы, рассмотренные в настоящей заявке. На стадии 914 пласт может быть опробован. При желании на стадии 916 операции подогрева и/или отбора пробы могут быть повторены на площади пласта, предварительно подогретой, или на новой выбранной площади.At 902, an instrument string is suspended in the wellbore. The instrument string includes a heating module for transferring thermal energy to a portion of the subterranean formation and a heating control unit for controlling thermal energy generated by the heating module. The instrument string also includes a sampling probe away from the heating module. Additionally, the instrument string includes an orientation module for controlling the orientation of the sampling probe relative to the subterranean formation when the instrument string is moved along the borehole. In optional step 904, the area of the formation to be tested is determined. For example, well site logging is performed using a formation evaluation gauge transported by an instrument string lowered in step 902. The well log is analyzed to select a sampling site. Then, at step 906, the preheater is positioned next to the selected sampling site using one or more of the methods discussed in this application. The preheating operation begins at step 908 and continues until the formation is deemed to be tested at step 910. At step 912, the preheater is moved in the wellbore to provide space for the sampling device in situ in the vicinity of the preheated portion of the reservoir. In method 900, the heating and sampling operations are actually separated, resulting in more optimal control of the heating and sampling operations in the case of formations containing heavy oil. In addition, the separation of formation heating and sampling systems can provide better protection for sampling elements that are sensitive to high temperatures, such as elastomeric probe sealing parts. Moreover, the availability of separate devices for heating and sampling gives modularity to the downhole tool string, thereby allowing the implementation of optional columns with different configurations with a limited number of tools. At step 912, the sampling device is positioned in the wellbore so that the sampling inlet of the sampler communicates with a portion of the subterranean formation previously heated by the heating device. To do this, you can use the methods of combining a sampling probe with a heated section of the reservoir, discussed in connection with figures 7a, 7b, 8a and 8b, as well as other methods discussed in this application. At 914, the formation may be tested. If desired, at step 916, preheating and / or sampling operations can be repeated on the reservoir area previously preheated, or on the newly selected area.

Хотя в приведенных выше примерах описаны примерные приборы для подогрева и отбора проб, реализованные в виде спускаемых на кабеле приборах, вместо этого можно использовать приборы, развертываемые в буровых скважинах любым другим способом. Например, чтобы получать аналогичные или идентичные результаты, бурильную трубу и/или гибкую трубу можно использовать для развертывания одного или обоих приборов, примерных приборов для подогрева и отбора проб, описанных в настоящей заявке. Кроме того, хотя примеры, описанные в настоящей заявке, показаны в действии в необсаженной буровой скважине, примерные способы и устройства, описанные в настоящей заявке, также можно использовать в обсаженных буровых скважинах.Although the above examples describe exemplary devices for heating and sampling, implemented as cable-lowered devices, devices that can be deployed in boreholes in any other way can be used instead. For example, in order to obtain similar or identical results, a drill pipe and / or flexible pipe can be used to deploy one or both of the devices, exemplary heating and sampling devices described in this application. In addition, although the examples described in this application are shown in operation in an open-hole borehole, the exemplary methods and devices described in this application can also be used in cased boreholes.

Хотя в настоящей заявке были описаны определенные способы, устройства и изделия промышленного производства, объем защиты этого патента не ограничен ими. Напротив, этот патент охватывает все способы, устройства и изделия промышленного производства, фактически попадающие в объем прилагаемой формулы изобретения, либо точно, либо в соответствии с доктриной эквивалентов.Although certain methods, devices and products of industrial production have been described in this application, the scope of protection of this patent is not limited to them. On the contrary, this patent covers all methods, devices and products of industrial production, which actually fall within the scope of the attached claims, either precisely or in accordance with the doctrine of equivalents.

Claims

1. A method of sampling fluid from an underground reservoir, comprising the following steps:
the location of the first device having a heater in the wellbore so that the heater is adjacent to the site of the underground formation;
preheater of a subsurface reservoir section;
moving the first device in the wellbore;
the location of the second device having a sampling inlet in the wellbore so that the sampling inlet is in communication with a portion of the subterranean formation heated by the heater;
sampling fluid from a portion of an underground formation heated by a heater through a sampling inlet port.

2. The method according to claim 1, wherein the fluid sample contains one of heavy oil, moderately heavy oil, superheavy oil, and bitumen.

3. The method according to claim 1, in which the location of the first device in the wellbore is carried out at a depth based on the logging information of the formation.

4. The method according to claim 1, in which additionally determine the position of the heater inside the wellbore and use a specific position to orient the second device in the wellbore.

5. The method according to claim 1, in which the orientation of the second device in the wellbore comprises the location of the second device in the wellbore at a depth and its orientation based on the depth and orientation of the heater when the first device is located in the wellbore.

6. The method according to claim 1, wherein the orientation of the second device in the wellbore is based on the temperature of the wall of the wellbore measured by the second device.

7. The method according to claim 1, further comprising heating the second device to its location in the wellbore.

8. A system for heating and obtaining samples of heavy oil from an underground formation, comprising a first device having a heating module for transferring thermal energy to a section of an underground formation and a heating control unit for controlling thermal energy supplied by the heating module to a section of an underground formation, a second device having a sampling inlet, and an orientation module for controlling the orientation of the inlet relative to the subterranean formation, wherein said devices are deployable drilling in the borehole using a wireline, drill string or flexible pipe.

9. The system of claim 8, in which the first device further comprises a thermal reflector adjacent to the heating module, to reflect at least part of the thermal energy generated by the heating module to the wall of the wellbore.

10. The system of claim 8, in which the second device further comprises at least one temperature sensor for measuring the temperature of the wall of the wellbore to identify a section of the subterranean formation.

11. The system of claim 8, in which the second device further comprises at least a packer or probe to isolate at least a section of the borehole section.

12. A device for sampling fluid from a subterranean formation, comprising an orientation module for determining its position in the wellbore associated with the subterranean formation, at least one temperature sensor for measuring the temperature of the wall of the wellbore to identify a preheated portion of the subterranean formation and a sampling probe for obtaining a fluid sample from a preheated section of the underground reservoir, while the device is configured to be deployed in the wellbore using a wireline, drill th column or coiled tubing.

13. The device according to item 12, in which the orientation module is designed to determine the position of the device by determining at least its orientation in the wellbore.

14. The device according to item 12, in which at least one temperature sensor contains many retractable levers connected to the device, and each of the levers has a heat-sensitive element at one end of the lever.

15. The device according to item 12, additionally containing a module for positioning the device to change its orientation in the wellbore, while this module contains many retractable levers for moving the device.