RU2598390C2 - Способ приоритизации данных отбора проб - Google Patents
Способ приоритизации данных отбора проб Download PDFInfo
- Publication number
- RU2598390C2 RU2598390C2 RU2014112352/03A RU2014112352A RU2598390C2 RU 2598390 C2 RU2598390 C2 RU 2598390C2 RU 2014112352/03 A RU2014112352/03 A RU 2014112352/03A RU 2014112352 A RU2014112352 A RU 2014112352A RU 2598390 C2 RU2598390 C2 RU 2598390C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sampling
- pressure
- fluid
- data
- sampling data
- Prior art date
Links
- 238000012913 prioritisation Methods 0.000 title claims description 8
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 195
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 112
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims abstract description 60
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 27
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 9
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 7
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 claims 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 45
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/084—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells with means for conveying samples through pipe to surface
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам, которые могут информировать оператора пробоотборника о заполнении пробоотборной камеры. Техническим результатом является повышение эффективности принятия решения об отборе проб и регулировке. Способ включает этапы, на которых вводят зонд скважинного инструмента в плотный контакт с пластом, управляют насосом для всасывания текучей среды из пласта посредством зонда, закачивают текучую среду посредством пробоотборной выкидной линии, измеряют давление текучей среды в пробоотборной выкидной линии в зависимости от времени для получения данных отбора проб, анализируют данные отбора проб для определения отличительных признаков, подтверждающих успешный отбор проб внутри скважинного инструмента, и приоритизируют на основании анализа данные отбора проб для передачи в наземную систему. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 10 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Настоящее изобретение в целом относится к отбору проб из месторождения пластовой текучей среды во время бурения или работ, связанных с бурением, (например, спускоподъемной операции, промывки, развертывания, и т.п.). Более конкретно настоящее изобретение относится к способам сообщения по текучей среде, которые могут информировать оператора пробоотборника о заполнении пробоотборной камеры, несмотря на ограниченную ширину частотной полосы сигнальных каналов, используемых с измерительными приборами, работающими одновременно с бурением.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Практика показала, что открывание и закрывание пробоотборной колбы, которую содержит скважинный пробоотборный инструмент, расположенный в призабойной зоне пласта, могут оказаться ненадежными. Для сокращения времени простоя по причине неудачного отбора проб оператор должен быть информирован о неудачном отборе проб как можно скорее, по меньшей мере до открывания пробоотборной колбы на месте размещения бурового оборудования, и предпочтительно когда пробоотборный инструмент все еще находится в скважине вблизи положения отбора проб. Указанная информация может быть получена путем измерения давления образца текучей среды и/или объема пробоотборной колбы во время захвата образца скважинной текучей среды и путем передачи вышеуказанных измерений оператору. Однако, гидравлическая связь между пробоотборным инструментом, действующим во время бурения, и поверхностью обычно осуществляется с использованием телеметрии путем модуляции потока бурового раствора ("гидроимпульсной телеметрии"), и, таким образом, ширина полосы частот гидравлической связи является относительно ограниченной.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0003] Настоящее изобретение относится к способам приоритизирования данных отбора проб для передачи на поверхность. Согласно некоторым вариантам реализации данные отбора проб могут быть собраны и проанализированы в призабойной части ствола скважины для определения успешного отбора проб и/или идентифицирования отличительных признаков, указывающих на успешный отбор проб. На основании анализа некоторые конкретные значения данных, расчетные значения и/или части кривых давления приоритизируют и выбирают для передачи на поверхность. Кроме того, согласно некоторым вариантам реализации работу скважинного инструмента автоматически регулируют посредством контроллера, расположенного в призабойной части ствола скважины, для исправления неудачного отбора проб. Приоритизация данных отбора проб обеспечивает возможность целесообразного приема подходящих данных на поверхности, что способствует эффективному принятию решения об отборе проб и регулировке. Другие аспекты и преимущества способов приоритизации будут очевидными после ознакомления с приведенным ниже подробным описанием и пунктами приложенной формулы.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0004] На фиг. 1 показан вид сбоку примера буровой системы, которая содержит пробоотборное устройство для отбора проб текучей среды;
[0005] На фиг. 2 более подробно показан вид сбоку примера пробоотборного устройства для отбора проб текучей среды, показанного на фиг. 1;
[0006] На фиг. 3 показана схема пробоотборного устройства для отбора проб текучей среды, показанного на фиг. 1;
[0007] На фиг. 4 показана схема блока сбора проб пробоотборного устройства для отбора проб текучей среды, показанного на фиг. 1;
[0008] На фиг. 5 показана диаграмма инициирования отбора проб текучей среды;
[0009] На фиг. 6-9 показаны диаграммы, показывающие события отбора проб; и
[0010] На фиг. 10 показана блок-схема способа приоритизирования данных отбора проб для передачи.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0011] На фиг. 1 показана буровая система 10, в которой могут быть использованы способы согласно настоящему изобретению, примеры которых описаны в настоящей заявке. Буровая система 10 может быть размещена на суше или на море. В данном примере буровой системы 10 буровая скважина 11 выполнена в подповерхностных формациях путем вращательного бурения. Варианты реализации способов приоритизации данных отбора проб, описанные в настоящей заявке, также могут быть использованы помимо прочего с наклонным бурением, с канатными скважинными инструментами и с сигналопроводящей бурильной трубой.
[0012] Бурильная колонна 12, которая может включать отдельные трубные сегменты 13, соединенные резьбовыми соединениями 14, может быть подвешена внутри буровой скважины 11. Бурильная колонна 12 также содержит забойное оборудование 100, которое содержит буровую коронку 105, расположенную на ее нижнем конце. На поверхности буровая система 10 содержит платформу и буровую вышку, установленную над буровой скважиной 11. Узел платформы и буровой вышки включает наземную систему 15 управления, роторный стол 16, рабочую штангу 17, крюк 18 и вертлюг 19. Наземная система 15 управления может содержать один или большее количество процессоров или контроллеров для приема данных от бурильной колонны 12 (например, посредством гидроимпульсной скважинной телеметрии) и для передачи команд к бурильной колонне 12 (например, посредством нисходящей линии связи). Бурильную колонну 12 вращает роторный стол 16, который взаимодействует с рабочей штангой 17 в верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 12 подвешена на крюке 18, соединенном с талевым блоком (не показан), посредством рабочей штанги 17 и вертлюга 19, который обеспечивает возможность вращения бурильной колонны относительно крюка 18. Согласно данному варианту реализации наземная система дополнительно содержит буровой агент 26 (например, буровой раствор), размещенный в резервуаре 27, установленном в месте расположения скважины. Насос 29 доставляет буровой раствор 26 внутрь бурильной колонны 12 сквозь отверстие в вертлюге 19, в результате чего буровой раствор протекает в нижнем направлении вдоль бурильной колонны 12, как обозначено стрелкой 30. Буровой раствор 26 проходит из бурильной колонны 12 сквозь отверстия в буровой коронке 105 и затем циркулирует в верхнем направлении вдоль затрубного пространства между наружными стенками бурильной колонны и стенками буровой скважины, как обозначено стрелками 31. Соответственно, буровой раствор 26 смазывает буровую коронку 105 и переносит обломки выбуренной горной породы на поверхность, после чего буровой раствор возвращается в резервуар 27 для рециркуляции в замкнутой системе.
[0013] Забойное оборудование 100 согласно показанному на чертеже варианту реализации содержит инструменты 120, 122 и 124 для каротажа в процессе бурения (LWD), инструмент 130 для скважинных измерений в процессе бурения (MWD), роторно-управляемую систему для наклонного бурения и/или двигатель 150 и буровую коронку 105. Инструменты 120, 122, и 124 для каротажа в процессе бурения могут быть размещены в известной утяжеленной бурильной трубе специального типа и могут включать известные каротажные приборы различных типов. Кроме того, забойное оборудование 100 может включать любое количество инструментов для каротажа в процессе бурения одного или большего количества типов. Инструменты для каротажа в процессе бурения включают средства для измерения, обработки и хранения информации. Согласно данному варианту реализации один из инструментов для каротажа в процессе бурения, например инструмент 120, может включать каротажный прибор для отбора проб во время бурения. Кроме того, согласно некоторым вариантам реализации инструменты 122 и 124 для каротажа в процессе бурения помимо прочего могут включать приборы для каротажа сопротивлений или приборы для радиоактивного каротажа (для исследования пористости и/или плотности). Понятно, что относительные вертикальные местоположения инструментов 120, 122 и 124 для каротажа в процессе бурения внутри забойного оборудование 100 могут быть различными.
[0014] Инструмент 130 для скважинных измерений в процессе бурения также может быть размещен в известной утяжеленной бурильной трубе специального типа и может содержать одно или большее количество устройств для измерения характеристик бурильной колонны и буровой коронки. Инструмент для скважинных измерений в процессе бурения дополнительно может включать оборудование (не показано) для генерирования электроэнергии для питания забойной системы. Указанное оборудование обычно включает турбогенератор бурового раствора, питаемый потоком бурового раствора, но следует иметь в виду, что могут быть использованы другие системы кабельного и/или батарейного электроснабжения. Согласно данному варианту реализации инструмент для скважинных измерений в процессе бурения включает следующие измерительные приборы одного или большего количества типов: прибор для измерения осевой нагрузки на коронку, прибор для измерения вращающего момента, прибор для измерения вибраций, прибор для измерения ударной нагрузки, прибор для измерения неравномерного вращения, прибор для измерения направления и прибор для измерения наклона. Кроме того, инструмент для скважинных измерений в процессе бурения может включать запоминающее устройство и телеметрическую систему для сохранения информации об измерениях и для связи с наземным оборудованием.
[0015] На фиг. 2 показана упрощенная схема каротажного прибора для отбора проб во время бурения, используемого в качестве инструмента 120 для каротажа в процессе бурения. Инструмент 120 для каротажа в процессе бурения может содержать зонд 152 для установления сообщения по текучей среде с пластом F и втягивания текучей среды 154 в инструмент, как обозначено стрелками 156. Зонд 152 может быть расположен в центрирующей лопасти 158 инструмента 120 для каротажа в процессе бурения и может проходить из нее для взаимодействия со стенкой 160 ствола буровой скважины. Центрирующая лопасть 158 включает одно или большее количество лезвий, которые находятся в контакте со стенкой 160 ствола буровой скважины. Текучая среда, втянутая в скважинный инструмент с использованием зонда 152, может быть измерена, например, для предварительного обследования и/или определения параметров давления. Кроме того, инструмент 120 для каротажа в процессе бурения может быть оснащен устройствами, такими как пробоотборные камеры, для отбора образцов скважинной текучей среды для подъема на поверхность. Распорные поршни 162 также могут быть использованы для облегчения приложения силы для распорки бурильного инструмента и/или зонд между стенок ствола буровой скважины.
[0016] Пример системы для втягивания текучей среды и отбора проб, которая может быть использована в инструменте 120 для каротажа в процессе бурения, показан на фиг. 3. Система содержит выдвижной зонд 152, расположенный на центрирующей лопасти 158, как описано выше и показано на фиг. 2. Система также содержит насос для втягивания пластовой текучей среды и анализирующий блок 32, блок 33 сбора проб и контроллер 36. Контроллер 36 может быть встроен в насос для втягивания пластовой текучей среды, а анализирующий блок 32 или блок 33 сбора проб могут быть автономными блоками. Согласно некоторым вариантам реализации контроллер 36 может содержать один или большее количество процессоров или управляющую схему, выполненную с возможностью исполнения инструкций, закодированных на материальных читаемых компьютером носителях, таких как энергонезависимое запоминающее устройство, размещенное в контроллере 36. Кроме того, энергонезависимое запоминающее устройство может сохранять один или большее количество алгоритмов или таблиц преобразования для осуществления способов приоритизации данных отбора проб, описанных в настоящей заявке. Кроме того, согласно некоторым вариантам реализации в блок 33 сбора проб может быть включен отдельный контроллер. Согласно некоторым вариантам реализации отдельный контроллер может быть связан с контроллером 36 и может управлять работой клапанов 76.
[0017] Насос для пластовой текучей среды и анализирующий блок 32 содержат двигатель 35 насоса, работой которого может управлять контроллер 36 для приведения в действие насоса 41. Электропитание в двигатель 35 насоса может быть подано от выделенной турбины (не показана), которая приводит в действие генератор переменного тока (не показан). Насос 41 согласно одному варианту реализации содержит два поршня 42, 43, соединенные плунжером 44 и расположенные в соответствующих камерах 45, 46 соответственно. Система, состоящая из двойного поршня 42, 43 и двойной камеры 45, 46 работает путем положительного объемного смещения. Перемещение поршня 42, 43 активировано посредством планетарного ролико-винтового механизма 47, который соединен с двигателем 35 насоса посредством редуктора 48. Редуктор или трансмиссия 48, которые приводятся в действие двигателем, могут быть использованы для изменения передаточного числа между валом двигателя и валом насоса. Согласно другому варианту реализации комбинация двигателя 35 и генератора переменного тока (не показан) может быть использована для достижения той же цели. Вместо планетарного ролико-винтового механизма 47, показанного на фиг. 3, может быть использовано другое средство для смещения текучей среды, такое как направляющий ходовой винт или отдельный гидравлический насос, выпускающий нефть с чередующимся высоким/низким давлением, которая может быть использована для получения возвратно-поступательного перемещения поршневого узла 42, 43, 44.
[0018] На чертеже насос для пластовой текучей среды и анализирующий блок 32 показаны с основными компонентами в одной конкретной компоновке, но для специалистов очевидно, что могут быть использованы другие компоновки. Пластовая текучая среда в нижней части ствола скважины входит в инструментальную колонну сквозь зонд 152 и перемещается в клапанный блок 53 посредством выдвижного гидравлического/электрического соединителя 52. В клапанном блоке 53 образец скважинной текучей среды первоначально прокачивают сквозь блок 54 идентификации текучей среды. Согласно некоторым вариантам реализации блок 54 идентификации текучей среды может включать оптический блок, а также другие датчики и контроллер. Кроме того, блок 54 идентификации текучей среды может быть использован для определения состава каждой текучей среды, например, нефти, воды и газа, и для определения наличия бурового раствора, а также для определения свойств текучей среды, таких как помимо прочего плотность, вязкость, удельное сопротивление, температура, газовый фактор и давление насыщения. Из блока 54 идентификации текучая среда перемещается в блок вытеснения текучей среды (FDU) или насос 41 сквозь набор клапанов в клапанном блоке 53.
[0019] На фиг. 3 также схематически показана структура зонда 152, расположенного, например, в центрирующей лопасти 158 инструмента 120. Две выкидные линии 203, 204 проходят от зонда 201. Выкидные линии 203, 204 могут быть независимо изолированы путем манипуляции пробоотборным запорным клапаном 205 и запорным клапаном 206 предварительного испытания. Выкидная линия 203 соединяет насос для пластовой текучей среды и анализирующий блок 32 с зондом 152. Выкидная линия 204 может быть использована для предварительных обследований.
[0020] Во время предварительного обследования пробоотборный запорный клапан 205, ведущий к насосу для пластовой текучей среды и анализирующему блоку 32 закрыт; запорный клапан 206 предварительного испытания, ведущий к поршню 207 предварительного испытания, открыт; и уравнительный клапан 208 закрыт. Зонд 201 выдвинут в направлении к пласту, как указано стрелкой 209, и в выдвинутом положении сообщается по текучей среде с пластом F (как показано на фиг. 2). Поршень 207 предварительного испытания втягивают для снижения давления в выкидной линии 204 до разрушения глинистой корки. Затем поршень 207 предварительного испытания останавливают, и давление в выкидной линии 204 увеличивается и приближается к давлению пласта. Во время предварительного обследования могут быть собраны данные о пластовом давлении. Предварительное обследование также может быть использовано для определения факта сообщения по текучей среде зонда 152 с пластом. Давления, полученные во время предварительного обследования, могут быть проанализированы для определения подвижности пласта, т.е., характеристики системы "порода/текучая среда", которая определяет степень сложности извлечения текучей среды из пласта, на основании которой, вместе с только что определенным пластовым давлением, принимают решение о необходимости инициирования отбора проб пластовой текучей среды в данном местоположении. Зонд 152 остается в сообщении по текучей среде с пластом в течении всего периода операции отбора проб.
[0021] Если принято решение перейти к осуществлению отбора проб текучей среды, запорный клапан 206 предварительного испытания закрывают, пробоотборный запорный клапан 205 открывают и инициируют закачивание посредством насоса 41. Согласно некоторым вариантам реализации датчик 57 давления может быть использован для обнаружения момента, в который давление в выкидной линии 203 равно пластовому давлению, измеренному датчиком 210 давления. При выравнивании давлений пробоотборный запорный клапан 205 может быть открыт для уменьшения ударных нагрузок по давлению. Во время осуществления выборки извлеченную из пласта текучую среду направляют или в одну из двух камер 45 или 46 объемного смещения. Насос 41 действует таким образом, что всегда имеется одна камера 45 или 46, всасывающая в себя текучую среду, в то время как другая из камер 45 или 46 выбрасывает текучую среду. В зависимости от пути протекания текучей среды и уставки уравнительного клапана 61, выброшенную жидкость перекачивают назад в буровую скважину 11 (или межтрубное пространство в буровой скважине) (как показано на фиг. 1) или посредством гидравлического/электрического соединителя 59 направляют в блок 33 сбора проб. Блок 33 сбора проб содержит пробоотборные камеры 314, которые могут принимать пластовую текучую среду. Несмотря на то, что на чертеже показаны только три пробоотборных камеры 314, следует понимать, что могут быть использованы большее или меньшее количество камер 314.
[0022] Закачивающее действие поршневого узла 42, 43, 44 осуществляется посредством планетарного роликового винтового механизма 47. Двигатель 35 насоса и связанный с ним редуктор 48 приводят в действие планетарный роликовый винтовой механизм 47 в реверсивном режиме под управлением контроллера 36. Зазоры между компонентами могут быть заполнены нефтью 50, и показанный на чертеже кольцевой сильфонный компенсатор обозначен позиционным номером 50a. Во время всасывания в камеру 45 текучая среда проходит в клапанный блок 53 сквозь обратный клапан 66, прежде чем попадет в камеру 45. После выхода из камеры 45 текучая среда протекает сквозь обратный клапан 67 к направляющему текучую среду уравнительному клапану 61, из которого она или возвращается в буровую скважину 11 или протекает сквозь гидравлический/электрический соединитель 59 и обратный клапан 68 в одну из камер 314. Подобным образом при всасывании в камеру 46 текучая среда протекает сквозь обратный клапан 71 в камеру 46. После выпуска из камеры 46 текучая среда протекает сквозь обратный клапан 72, а также сквозь направляющий уравнительный клапан 61 в буровую скважину 11 или в блок 33 сбора проб.
[0023] Во время операции отбора проб текучую среду первоначально перекачивают в блок 32 и выпускают из блока 32 сквозь направляющий уравнительный клапан 61 в буровую скважину 11. В случае принятия решения о взятии пробы, направляющий уравнительный клапан 61 закрывают и перекачивают текучую среду по пробоотборной выкидной линии 75, сквозь обратный клапан 68 и предохранительный клапан 74 в буровую скважину 11. В результате указанной операции выкидная линия 75 промывается от остаточной жидкости перед заполнением пробоотборной колбы 314 новой или свежей пластовой текучей средой. Открывание и закрывание пробоотборной колбы 314 выполняют посредством наборов выделенных уплотнительных клапанов 76, которые связаны с контроллером 36. Датчик 77 давления расположен в выкидной линии 75 и может быть использован для обнаружения заполнения пробоотборных камер 314. Предохранительный клапан 74 установлен в ответвлении от выкидной линии 75 и может быть использован в качестве защитного устройства для предотвращения чрезмерного давления текучей среды в пробоотборных камерах 314. Предохранительный клапан 74 также может быть использован для разгрузки текучей среды в буровую скважину 11 и извлечения текучей среды высокого давления из инструмента на поверхность.
[0024] Действие пробоотборных камер и связанных с ними регулирующих клапанов блока 33 сбора проб более подробно показано на фиг. 4. Пример блока 33 пробоотборной камеры может включать секцию 332 регулирующего клапана и одну или большее количество пробоотборных камер (например, пробоотборных колб) 314. Пробоотборные камеры 314 могут иметь верхний объем 307, сообщающийся по текучей среде с запорным клапаном 330a. Нижний объем 309 может сообщаться по текучей среде с запорным клапаном 330b. Запорные клапаны 330b могут сообщаться по текучей среде со стволом скважины 11 посредством выкидных линий 315. Приемные линии 311 могут соединять верхний объем 307 каждой пробоотборной камеры с уплотнительными клапанами 76. Уплотнительные клапаны 76 могут содержать соответствующий каждой пробоотборной камере 314 нормально закрытый клапан 328a и нормально открытый клапан 328b. Насос 41 (показанный на фиг. 3) действует для перемещения текучей среды в блок 33 пробоотборной камеры посредством пробоотборной выкидной линии 75. Выкидная линия 75 может быть соединена с нагнетательным трубопроводом 260 посредством предохранительного клапана 74, который создает небольшое противодавление потоку текучей среды. Когда от контроллера 36 передают управляющий сигнал (как показано на фиг. 3), один из нормально закрытых клапанов 328a может быть открыт. При продолжении закачивания текучей среды поршневой узел 360 смещается и разделяет верхний и нижний объемы в соответствующей пробоотборной камере 314 в соответствии с давлением текучей среды в стволе скважины. Когда поршневой узел 360 будет полностью смещен, давление в пробоотборной камере будет увеличиваться до тех, пока не достигнет предварительно заданного избыточного давления. Затем, один из нормально открытых клапанов 328b автоматически закрывается (например, в ответ на избыточное давление). Согласно другому варианту реализации нормально открытые клапаны 328b могут быть закрыты командой, переданной пробоотборному инструменту от наземной системы 15 управления (например, посредством нисходящей линии связи).
[0025] Как описано выше, скорость телеметрии типичных гидроимпульсных систем может сделать практически нецелесообразным отслеживание быстрых изменений давления относительно времени и реагирование на указанные изменения. Такие изменения могут указывать на факт правильного отбора пробы в одну или большее количество пробоотборных камер 314. С учетом того, что относительно небольшое количество пробоотборных камер может быть транспортировано в нижнюю часть скважины с использованием пробоотборного инструмента в одиночном спуске, и что не все пробы обязательно имеют одинаковое значение для оценки ценности пласта, оператору необходимо знать, насколько успешно были отобраны пробы в пластах, имеющих наибольшее значение. Кроме того, уверенность в успешном отборе проб облегчает соответствующую приоритизацию порядка выхода проб.
[0026] На фиг. 5-8 показаны графики, показывающие реагирование на изменение давления во время осуществления выборки. Вдоль оси X 396 отображено время (в сжатой шкале), и вдоль оси Y 398 отображено давление (верхние кривые 400, 402, 404 и 405) и положение поршня (нижние кривые 406, 408, 410 и 411). В частности, для верхних кривых 400, 402, 404 и 405 оси Y 398 представляют давление в пробоотборной выкидной линии 75, которое может быть обнаружено датчиком 77 давления, как показано на фиг. 3. Кроме того, для нижних кривых 406, 408, 410 и 411 оси Y 398 представляют положение поршневого узла 42-44 для насоса 41, как показано на фиг. 3. Из нижней кривой 406 видно, что ход 412 поршня происходит каждый раз, когда поршневой узел 42-44 перемещается вправо или влево для перемещения поршней 42 и 43 внутри своих соответствующих камер 45 и 46. Из верхней кривой 400 видно, что соответствующее изменение 414 давления происходит при каждом ходе 412 поршня, когда текучая среда перемещается в насосные камеры 45 и 46 и из насосных камер 45 и 46.
[0027] На фиг. 5 показано начало операции отбора проб. В начале периода отбора проб давление 416 в пробоотборной выкидной линии 75 может быть приблизительно равным давлению в стволе скважины. Как описано выше и показано на фиг. 3, пробоотборный запорный клапан 205 может быть открыт для направления текучей среды в пробоотборную выкидную линию 75. Предохранительный клапан 74 вместе с обратным клапаном 68 обеспечивают противодавление в пробоотборной выкидной линии 75. Соответственно, в начале осуществления отбора проб может наблюдаться выброс давления 418, поскольку текучая среда начинает перекачиваться в пробоотборную выкидную линию 75. Изменение давления, которое преодолевает противодавление от обратного клапана 68, обычно рассматривается как перепад давления 420 на обратном клапане и может быть показано на фиг. 5 как разность между выбросом 418 давления и давлением 416 в стволе скважины.
[0028] Согласно некоторым вариантам реализации перепад давления 420 на обратном клапане может быть использован для обнаружения открытого состояния пробоотборной колбы. Например, на фиг. 6 отражено событие 422 отбора проб, во время которого пробоотборную колбу открывают, заполняют и закрывают. Падение 424 давления происходит, когда открывают пробоотборную колбу. После открывания колбы для отбора пробы может произойти падение 426 давления ниже давления 416 в стволе скважины. Согласно некоторым вариантам реализации падение 426 давления ниже давления 416 в стволе скважины, превышающее перепад давления 420 на обратном клапане, может указывать на то, что пробоотборная колба открыта (например, клапан 328a открыт). Согласно другим вариантам реализации общее падение 428 давления может быть использовано для определения того, что пробоотборная колба открыта. После открывания давление может увеличиваться в течение периода 430 заполнения, во время которого текучая среда втекает в пробоотборную камеру 314 и смещает поршень 360. Общая длительность периода 430 заполнения указывает время, в течение которого пробная текучая среда перемещается в пробоотборную камеру 314, вместо протекания в скважину 11.
[0029] Во время периода 430 заполнения нижнее давление 432 может быть приблизительно равным давлению 416 в скважине, что указывает на надлежащую работу клапанного блока 53. Согласно некоторым вариантам реализации число падений давления до нижнего давления 432 указывает число ходов поршня насоса, совершенных во время периода 430 заполнения. Число ходов поршня насоса может быть умножено на объем хода поршня насоса для определения объема пробы текучей среды, которая втекла в пробоотборную камеру 314. Как описано ниже и показано на фиг. 7 и 8, кривые 406, 408, 410 и 411 могут быть проанализированы для определения объема хода поршня насоса во время соответствующих изменений давления. Верхнее давление 434 во время периода 430 заполнения может быть приблизительно равным давлению, которое смещает поршень 360 пробоотборной камеры. Совокупная длительность верхнего давления 434 указывает время, в течение которого проба текучей среды втекала в пробоотборную камеру 314. Согласно некоторым вариантам реализации совокупная длительность может быть умножена на скорость насоса 41 для определения объема пробы текучей среды, которая втекла в пробоотборную камеру 314.
[0030] После завершения заполнения давление в пробоотборной выкидной линии 75 увеличивается, и клапан 328b может быть закрыт. Затем текучую среду направляют в скважину, пока не происходит другое событие 436 отбора проб. Событие 436 отбора проб отражает неудачный отбор проб, при котором, не смотря на то, что пробоотборная колба открыта, заполнение не произошло. Например, произошедшее падение 438 давления указывает на то, что пробоотборная колба открыта (например, путем открывания клапана 328a). Однако, вместо последующего периода 430 заполнения, падение давления 438 сопровождается изменением 440 давления, которое отражает ход поршня, когда отбор проб не происходит, подобно изменениям 414 давления, описанным выше. Отсутствие периода заполнения во время события 436 отбора проб указывает на то, что несмотря на то, что пробоотборная колба открыта, возникла ошибка отбора проб. Например, клапан 330a или 330b мог быть по неосторожности закрыт с поверхности (например, вследствие ошибки оператора), или могло быть блокировано перемещение поршня 360.
[0031] На фиг. 7 и 8 показаны дополнительные примеры реагирования на изменение давления во время отбора проб. Кроме того, на фиг. 7 и 8 отражены ходы 412 поршня более подробно. Каждый ход 412 поршня имеет длительность 413 от первого положения 417 поршня, в котором поршень перемещен влево, как показано на фиг. 3, до второго положения 415 поршня, в котором поршень перемещен вправо, как показано на фиг. 3. Длительность 413 каждого хода поршня может быть использована для определения объема текучей среды, вытесненной каждым ходом поршня, (например, объема хода поршня насоса).
[0032] На фиг. 7 также показан другой пример реагирования на изменение давления во время неудачного отбора проб. В данном случае наблюдается падение 438 давления, которое указывает, что клапан 328a пробоотборной колбы открыт. Затем происходит повышение 444 давления. Однако, вместо повышения приблизительно до давления в скважине, как показано на фиг. 6, давление повышается до верхнего давления 448, которое соответствует верхнему давлению хода поршня во время периодов, в которые отбор пробы не происходит. Повышение до верхнего давления 448 вместо повышения до давления, приблизительно равного нижнему давлению 450, которое происходит в течение периода ходов поршня без отбора проб, указывает на неудачный отбор проб. Например, как описано выше и показано на фиг. 5, клапан 330a или 330b может быть закрыт по неосторожности, или поршень 360 пробоотборной камеры может быть обездвижен.
[0033] На фиг. 8 показан другой пример реагирования на изменение давления во время успешного отбора проб. Падение 424 давления происходит в ответ на открывание клапана 328a пробоотборной колбы. Затем происходит повышение 442 давления, когда текучая среда втекает в пробоотборную камеру и смещает пробоотборный поршень 360. Во время периода 430 заполнения число спадов до нижнего давления 432 указывает число ходов поршня насоса. Периоды верхнего давления 434 представляют время, в течение которого заполняется пробоотборная камера. Как описано выше и показано на фиг. 6, длительности действия верхнего и нижнего давлений во время периода 430 заполнения могут быть использованы для определения объема пробы текучей среды, которая втекла в пробоотборную камеру 413. В конце периода 430 заполнения происходит повышение 443 давления, поскольку давление в пробоотборной камере повышается до уровня, достаточного для закрывания уплотнительного клапана 328b пробоотборной колбы.
[0034] На фиг. 9 показан увеличенный вид периода 430 заполнения, показанного на фиг. 8. Согласно некоторым вариантам реализации наклон кривой повышения 443 давления может быть использован для определения сжимаемости пробы текучей среды, захваченной внутри пробоотборной камеры. Например, более крутой наклон указанной кривой может указывать на уменьшенную сжимаемость текучей среды, в то время как более пологий наклон может указывать на увеличенную сжимаемость текучей среды. На фиг. 9 посредством сравнения показана кривая 446 в качестве другого примера повышения давления, который может иметь место при повышении давления в пробоотборной камере во время завершения заполнения. Кривая 446 имеет более пологий наклон, чем наклон кривой повышения 443 давления, что может указывать повышенную сжимаемость текучей среды. Согласно некоторым вариантам реализации таблицы преобразования или алгоритмы, посредством которых коррелируют наклон кривой повышения 443 давления со сжимаемостью текучей среды, могут быть сохранены в инструменте 120 для каротажа в процессе бурения и использованы контроллером 36 (как показано на фиг. 3) для вычисления сжимаемости текучей среды. Контроллер 36 может быть запрограммирован для характеризования наклона кривой повышения давления и передачи бита или последовательности битов наземной системе 15 управления для указания расчетной сжимаемости текучей среды.
[0035] На фиг. 10 показана блок-схема способа 500, которая может быть использована в контроллере 36 для приоритизации данных отбора проб для передачи на поверхность. Для осуществления способа 500 контроллер 36 (показанный на фиг. 3) может исполнять код или алгоритмы, которые могут быть сохранены в энергонезависимом запоминающем устройстве инструмента 120 для каротажа в процессе бурения. Способ 500 может быть начат на этапе 502, согласно которому принимают данные давления. Например, контроллер 36 может принимать данные давления в течение некоторого времени от датчика 77 давления (как показано на фиг. 3), расположенного в пробоотборной выкидной линии 75. Контроллер 36 также может принимать данные давления от датчиков 57 и 210 давления, которые могут указывать давление в скважине.
[0036] Затем на этапе 504 контроллер 36 анализирует данные давления для определения отличительных признаков данных, которые могут указывать на успешный отбор проб. Например, как показано на фиг. 5, контроллер 36 может определить, равно ли максимальное давление 418 приблизительно заданному давлению, такому как давление открывания обратного клапана 68. Максимальное давление 418, которое приблизительно равно давлению открывания обратного клапана 68, может указывать на то, что обратный клапан 68 функционирует правильно и что текучая среда втекла в блок 33 сбора проб. С другой стороны, если максимальное давление 418 оказалось немного выше или ниже давления открывания обратного клапана 68, то скорее всего произошла ошибка, которая препятствует протеканию текучей среды в блок 33 сбора проб. Например, обратный клапан 68 может быть поврежден или работает со сбоями.
[0037] В другом примере, показанном на фиг. 5 и 6, контроллер 36 может определить тот факт, что разность 426 между давлением 416 в скважине и самым низким давлением 424, которое может иметь место после открывания клапана 328a, больше перепада давления 420 на обратном клапане (например, разность между максимальным давлением 418 и давлением 416 в скважине). Разность 426, которая больше, чем перепад давления 420 на обратном клапане, может указывать, что клапан 328a открыт, для обеспечения возможности протекания текучей среды в пробоотборную камеру 314. В дополнительном примере контроллер 36 может определять длительность непрерывного интервала, в течение которого значения давления оставались ниже давления открывания обратного клапана, которые обычно соответствуют максимальному давлению 418, как показано на фиг. 5. Как показано на фиг. 6 и 8, интервал, превышающий некоторую заданную длительность, может указывать, что имел место период 430 заполнения, в то время как более короткий интервал может указывать на неудачное заполнение. Например, событие 436 отбора проб (как показано на фиг. 6) может иметь место, хотя клапан 328a открыт, а другой клапан, такой как клапан 330a или 330b, может быть закрыт. Если длительность интервала, в течение которого значения давления были ниже максимального давления 418, указывает, что период заполнения имел место, контроллер 36 может проверить период заполнения. Например, контроллер может определить, равны ли верхние давления 434 в течение периода 430 заполнения приблизительно давлению вытеснения для поршня 360 пробоотборной колбы. Согласно некоторым вариантам реализации, ожидаемое давление вытеснения для поршня 360 пробоотборной колбы и ожидаемое давление открывания обратного клапана могут быть сохранены в энергонезависимом запоминающем устройстве контроллера 36. Очевидно, что могут быть выполнены сравнения различных давлений и анализ временных зависимостей для определения отличительных признаков данных, которые указывают на факт успешного отбора проб. Соответственно, вышеуказанные сравнения приведены только в качестве примера и не являются ограничениями. Кроме того, согласно некоторым вариантам реализации анализ данных может включать определение факта успешного отбора проб непосредственно в нижней части ствола скважины.
[0038] Затем на этапе 506 контроллер 36 может приоритизировать данные отбора проб для передачи на поверхность. Приоритизация данных отбора проб может включать выбор некоторых конкретных значений данных или значений, вычисленных на основании конкретных значений данных, для передачи на поверхность. Например, контроллер 36 может выбрать некоторые значения, такие как помимо прочего максимальные давления, минимальные давления, длительность давления, объемы хода поршня насоса и число выбросов давления, для передачи на поверхность. Согласно некоторым вариантам реализации количество и тип данных, выбранных для передачи на поверхность, могут зависеть от успешности отбора проб. Например, если отбор проб был неудачен, контроллер 36 может выбрать для передачи на поверхность только максимальное значение давления 418. Как описано выше, максимальное значение давления, которое приблизительно не равно давлению открывания обратного клапана 68, может указывать на то, что текучая среда не протекла в блок 33 сбора проб. Согласно другим вариантам реализации другие данные, такие как длительность интервала, в течение которого давление оставалось ниже давления открывания обратного клапана, также могут быть переданы на поверхность. Кроме того, согласно некоторым вариантам реализации, вместо передачи непосредственно данных давления, для передачи на поверхность могут быть выбраны флаг или другой индикатор, подтверждающие успешный или неудачный отбор проб.
[0039] Ниже приведены дополнительные примеры данных, которые могут быть приоритизированы и выбраны для передачи на поверхность. Согласно некоторым вариантам реализации приведенные ниже данные могут быть переданы на поверхность в качестве данных успешного отбора проб. Однако, согласно другим вариантам реализации приведенные ниже данные могут быть переданы на поверхность в качестве данных также для некоторых неудачных отборов проб. Согласно некоторым вариантам реализации на поверхность могут быть переданы максимальное значение 418 давления и длительность интервала, в течение которого указанное давление оставалось ниже давления открывания обратного клапана. В другом примере указанные данные могут включать верхнее значение 434 давления, которое наблюдалось в течение периода 430 заполнения. Как описано выше, верхнее значение 434 давления может быть приблизительно равным давлению вытеснения поршня пробоотборной колбы при успешном отборе проб. Соответственно, данное значение может быть проанализировано на поверхности для определения факта перемещения поршня пробоотборной колбы должным образом, что в свою очередь может обеспечить подтверждение успешности отбора проб. Кроме того, указанные данные могут включать минимальное значение данных давления, принятых во время периода 430 заполнения. Минимальное давление, которое приблизительно равно давлению скважины, может указывать, что клапанный блок 53 функционирует должным образом.
[0040] Указанные данные также могут включать значения, которые позволяют вычислить объем заполнения пробы. Например, на поверхность может быть передана совокупная длительность верхних давлений 434 в период 430 заполнения. Как описано выше и показано на фиг. 5, длительность верхних давлений 434, которая представляет время заполнения, может быть умножена на расход насоса для определения объема пробы. В другом примере на поверхность может быть передано число выбросов 432 давления в течение периода 430 заполнения, где указанное число выбросов давления может быть умножено на объем хода поршня насоса для определения объема пробы. В вышеуказанных примерах контроллер 36 может вычислять совокупную длительность действия верхнего давления 434 и число выбросов 432 давления из исходных данных давления, принятых от датчика 77 давления. Кроме того, контроллер 36 может вычислять объем хода поршня насоса на основании кривых 406, 408, 410 и 411 положения поршня. Указанные данные также могут включать значения сжимаемости текучей среды. Например, как показано на фиг. 9, контроллер 36 может вычислять сжимаемость пробы текучей среды на основании повышений 443 или 446 давления.
[0041] В итоге, контроллер 36 может анализировать исходные данные отбора проб и выбирать некоторые конкретные значения данных и вычисленные значения для передачи на поверхность. Выбор для передачи лишь некоторых конкретных значений данных вместо передачи всего набора необработанных данных может обеспечить возможность относительно быстрого приема на поверхности данных, представляющих качество отбора проб, с учетом ограниченной ширины полосы частот передачи. Кроме того, согласно некоторым вариантам реализации для передачи на поверхность могут быть выбраны части кривых 400, 402, 404 и 405 давления. Например, согласно некоторым вариантам реализации для передачи на поверхность может быть выбрана часть кривой давления, представляющая период 430 заполнения и последующего повышения 443 давления. Кроме того, приоритизация может быть выполнена в пределах набора выбранных и приоритизированных данных для определения, какие данные передавать в первую очередь в случае ограниченной ширины полосы частот. Следует иметь в виду, что для передачи на поверхность помимо прочего могут быть приоритизированы различные конкретные и расчетные значения данных в зависимости от свойств пласта и информации, ожидаемой на поверхности.
[0042] После этапа приоритизирования данных контроллер 36 на этапе 508 может инициировать передачу на поверхность приоритизированных данных. Например, контроллер 36 может передавать управляющие сигналы в блок телеметрии, включенный в бурильную колонну 12, такой как внутренний инструмент 130 для скважинных измерений в процессе бурения (как показано на фиг. 1), для инициирования передачи приоритизированных данных в наземную систему 15 управления посредством гидроимпульсной телеметрии. Согласно некоторым вариантам реализации контроллер 36 может определить порядок передачи приоритизированных данных, в дополнение к определению приоритизированных данных непосредственно. Как описано выше, приоритизированные данные помимо прочего могут включать выбранные конкретные значения данных, вычисленные значения, части кривой давления и индикаторы, подтверждающие успешный или неудачный отбор проб. Согласно некоторым вариантам реализации наземный контроллер 15 может содержать отображающее устройство, выполненное с возможностью показа приоритизированных данных. В некоторых примерах оператор инструмента может регулировать работу инструмента с поверхности (например, посредством нисходящей линии связи) для совершения дополнительных попыток отбора проб, если данные указывают на неудачный отбор проб.
[0043] Кроме того, согласно некоторым вариантам реализации контроллер 36 на этапе 510 может регулировать работу инструмента на основании приоритизированных данных. Например, если данные указывают на неудачный отбор проб, контроллер 36 может повторно инициировать осуществление отбора проб с использованием другой пробоотборной камеры 314. Кроме того, контроллер 36 может анализировать данные отбора проб для определения причины неудачного отбора проб. Например, как описано выше и показано на фиг. 8, если данные не содержат падения 438 давления, которое указывает на открывание клапана 238a пробоотборной камеры, контроллер 36 может повторить попытку открывания клапана 238a пробоотборной камеры.
[0044] Несмотря на то, что настоящее изобретение описано на примере относительно ограниченного числа вариантов реализации, специалистам понятно, что могут быть спроектированы другие варианты реализации, которые не отступают от объема защиты настоящего изобретения, раскрытого в настоящей заявке. Соответственно, объем защиты настоящего изобретения ограничен только пунктами приложенной формулы.
Claims (20)
1. Способ приоритизации данных отбора проб, включающий этапы, на которых:
вводят зонд скважинного инструмента в плотный контакт с пластом,
управляют насосом для всасывания текучей среды из пласта посредством зонда,
закачивают текучую среду посредством пробоотборной выкидной линии,
измеряют давление текучей среды в пробоотборной выкидной линии в зависимости от времени для получения данных отбора проб,
анализируют данные отбора проб для определения отличительных признаков, подтверждающих успешный отбор проб внутри скважинного инструмента, и
приоритизируют на основании анализа данные отбора проб для передачи в наземную систему.
вводят зонд скважинного инструмента в плотный контакт с пластом,
управляют насосом для всасывания текучей среды из пласта посредством зонда,
закачивают текучую среду посредством пробоотборной выкидной линии,
измеряют давление текучей среды в пробоотборной выкидной линии в зависимости от времени для получения данных отбора проб,
анализируют данные отбора проб для определения отличительных признаков, подтверждающих успешный отбор проб внутри скважинного инструмента, и
приоритизируют на основании анализа данные отбора проб для передачи в наземную систему.
2. Способ по п. 1, в котором анализ данных отбора проб включает сравнение максимального давления данных отбора проб с ожидаемым давлением открытия обратного клапана для обнаружения неисправности обратного клапана.
3. Способ по п. 1, в котором анализ данных отбора проб включает определение длительности интервала, на котором данные давления остаются ниже порогового значения, для идентифицирования периода заполнения.
4. Способ по п. 1, в котором анализ данных отбора проб включает идентифицирование периода заполнения и сравнение максимального давления во время идентифицированного периода заполнения с ожидаемым давлением вытеснения для поршня пробоотборной камеры.
5. Способ по п. 1, в котором приоритизирование данных отбора проб включает выбор конкретных значений исходных данных для передачи в наземную систему.
6. Способ по п. 1, в котором приоритизирование данных отбора проб включает выбор максимального давления в данных отбора проб для передачи в наземную систему.
7. Способ по п. 1, в котором приоритизирование данных отбора проб включает выбор объема хода поршня насоса, соответствующего периоду заполнения, для передачи в наземную систему.
8. Способ по п. 1, в котором данные отбора проб содержат данные положения поршня пробоотборного насоса.
9. Способ приоритизации данных отбора проб, в котором:
вводят зонд скважинного инструмента в плотный контакт с пластом,
управляют насосом для всасывания текучей среды из пласта посредством зонда,
закачивают текучую среду посредством пробоотборной выкидной линии,
измеряют давление текучей среды в пробоотборной выкидной линии в зависимости от времени для получения данных отбора проб,
передают первый управляющий сигнал для открывания первого регулирующего клапана, сообщающийся по текучей среде с пробоотборной выкидной линией, для направления текучей среды в первую пробоотборную камеру,
анализируют посредством контроллера скважинного инструмента данные отбора проб для определения успешного отбора проб текучей среды в первой пробоотборной камере и
регулируют посредством контроллера работу скважинного инструмента в ответ на определение неудачного отбора проб.
вводят зонд скважинного инструмента в плотный контакт с пластом,
управляют насосом для всасывания текучей среды из пласта посредством зонда,
закачивают текучую среду посредством пробоотборной выкидной линии,
измеряют давление текучей среды в пробоотборной выкидной линии в зависимости от времени для получения данных отбора проб,
передают первый управляющий сигнал для открывания первого регулирующего клапана, сообщающийся по текучей среде с пробоотборной выкидной линией, для направления текучей среды в первую пробоотборную камеру,
анализируют посредством контроллера скважинного инструмента данные отбора проб для определения успешного отбора проб текучей среды в первой пробоотборной камере и
регулируют посредством контроллера работу скважинного инструмента в ответ на определение неудачного отбора проб.
10. Способ по п. 9, в котором регулирование работы скважинного инструмента включает передачу второго управляющего сигнала для открывания первого регулирующего клапана.
11. Способ по п. 9, в котором регулирование работы скважинного инструмента включает передачу второго управляющего сигнала для открывания второго регулирующего клапана, сообщающегося по текучей среде с пробоотборной выкидной линией, для направления текучей среды во вторую пробоотборную камеру.
12. Способ по п. 9, в котором приоритизирование выполняют на основании анализа данных отбора проб для передачи в наземную систему.
13. Скважинный инструмент, содержащий:
выдвижной зонд для взаимодействия с пластом;
насос, управляемый для высасывания текучей среды из пласта через зонд в пробоотборную выкидную линию;
первый датчик давления, расположенный в пробоотборной выкидной линии, для измерения давления в пробоотборной выкидной линии для получения данных отбора проб; и
контроллер, выполненный с возможностью анализа данных отбора проб, для идентифицирования отличительных признаков, подтверждающих успешный отбор проб текучей среды, и приоритизирования на основании анализа данных отбора проб для передачи в наземную систему.
выдвижной зонд для взаимодействия с пластом;
насос, управляемый для высасывания текучей среды из пласта через зонд в пробоотборную выкидную линию;
первый датчик давления, расположенный в пробоотборной выкидной линии, для измерения давления в пробоотборной выкидной линии для получения данных отбора проб; и
контроллер, выполненный с возможностью анализа данных отбора проб, для идентифицирования отличительных признаков, подтверждающих успешный отбор проб текучей среды, и приоритизирования на основании анализа данных отбора проб для передачи в наземную систему.
14. Скважинный инструмент по п. 13, в котором насос содержит двунаправленный поршень, причем данные отбора проб содержат данные о положении указанного двунаправленного поршня.
15. Скважинный инструмент по п. 13, в котором данные отбора проб содержат значения давления в пробоотборной выкидной линии, измеренные относительно времени.
16. Скважинный инструмент по п. 13, содержащий второй датчик давления для измерения давления в скважине, причем данные отбора проб содержат значения давления в скважине.
17. Скважинный инструмент по п. 13, содержащий обратный клапан, расположенный в пробоотборной выкидной линии для направления текучей среды в одну или большее количество пробоотборных камер, причем контроллер выполнен с возможностью анализа данных отбора проб для обнаружения неисправности в обратном клапане.
18. Скважинный инструмент по п. 13, содержащий пробоотборный уплотнительный клапан, сообщающийся по текучей среде с пробоотборной выкидной линией и выполненный с возможностью активации для направления текучей среды в пробоотборную камеру, причем контроллер выполнен с возможностью анализа данных отбора проб для обнаружения нарушения работы пробоотборного уплотнительного клапана.
19. Скважинный инструмент по п. 13, в котором контроллер выполнен с возможностью анализа данных отбора проб для идентифицирования повышения давления после заполнения и анализа наклона кривой повышения давления после заполнения для оценки сжимаемости текучей среды.
20. Скважинный инструмент по п. 13, содержащий пробоотборную камеру, которая содержит поршень, выполненный с возможностью перемещения в ответ на введение текучей среды в пробоотборную камеру, причем контроллер выполнен с возможностью анализа данных отбора проб для вычисления совокупной длительности интервалов во время периода заполнения, в течение которого значения давления приблизительно равны давлению вытеснения для поршня пробоотборной камеры.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201161530199P | 2011-09-01 | 2011-09-01 | |
| US61/530,199 | 2011-09-01 | ||
| PCT/US2012/053362 WO2013033547A1 (en) | 2011-09-01 | 2012-08-31 | Sample capture prioritization |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014112352A RU2014112352A (ru) | 2015-10-10 |
| RU2598390C2 true RU2598390C2 (ru) | 2016-09-27 |
Family
ID=47756907
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014112352/03A RU2598390C2 (ru) | 2011-09-01 | 2012-08-31 | Способ приоритизации данных отбора проб |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10563505B2 (ru) |
| EP (1) | EP2748426B1 (ru) |
| AU (2) | AU2012301699A1 (ru) |
| BR (1) | BR112014004939A2 (ru) |
| MX (1) | MX357882B (ru) |
| MY (1) | MY171228A (ru) |
| NO (1) | NO2815404T3 (ru) |
| RU (1) | RU2598390C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013033547A1 (ru) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2773759C (en) * | 2010-06-17 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-invasive compressibility and in situ density testing of a fluid sample in a sealed chamber |
| US9303510B2 (en) * | 2013-02-27 | 2016-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid analysis methods |
| CN116296552B (zh) * | 2023-04-04 | 2023-11-07 | 江苏联丰温室工程有限公司 | 一种大棚土壤取样检测装置 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1712733A1 (en) * | 2005-03-18 | 2006-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for designing formation tester for a well |
| EA007962B1 (ru) * | 2002-04-19 | 2007-02-27 | Марк У. Хатчинсон | Система и способ интерпретации данных процесса бурения |
| WO2010062635A2 (en) * | 2008-11-03 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Methods and apparatus for planning and dynamically updating sampling operations while drilling in a subterranean formation |
| EA015138B1 (ru) * | 2005-12-20 | 2011-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ определения начала режимов отказа в поршневом насосе прямого вытеснения |
Family Cites Families (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3859850A (en) * | 1973-03-20 | 1975-01-14 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for testing earth formations |
| US4535843A (en) * | 1982-05-21 | 1985-08-20 | Standard Oil Company (Indiana) | Method and apparatus for obtaining selected samples of formation fluids |
| US4633952A (en) * | 1984-04-03 | 1987-01-06 | Halliburton Company | Multi-mode testing tool and method of use |
| US4860580A (en) * | 1988-11-07 | 1989-08-29 | Durocher David | Formation testing apparatus and method |
| CA2138134C (en) * | 1992-06-19 | 2003-11-25 | John T. Leder | Method and apparatus for pressure, volume and temperature measurement and characterization of subsurface formations |
| US5708204A (en) * | 1992-06-19 | 1998-01-13 | Western Atlas International, Inc. | Fluid flow rate analysis method for wireline formation testing tools |
| US5839509A (en) * | 1996-08-02 | 1998-11-24 | Peterson; Roger | Method and apparatus for gathering liquid sample using a submersible pump |
| US6158509A (en) * | 1996-08-02 | 2000-12-12 | Peterson; Roger | Method and apparatus for gathering liquid sample using a submersible pump |
| DE19848792C1 (de) * | 1998-10-22 | 2000-05-04 | Netzsch Mohnopumpen Gmbh | Tauchpumpeneinrichtung zur Verwendung in einem Bohrloch |
| GB0028647D0 (en) * | 2000-11-24 | 2001-01-10 | Nextgen Sciences Ltd | Apparatus for chemical assays |
| CA2484927C (en) * | 2002-05-17 | 2009-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for mwd formation testing |
| US8210260B2 (en) * | 2002-06-28 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Single pump focused sampling |
| US6745835B2 (en) | 2002-08-01 | 2004-06-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for pressure controlled downhole sampling |
| US7266983B2 (en) * | 2002-09-12 | 2007-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Methods to detect formation pressure |
| GB2410550B8 (en) * | 2003-12-04 | 2008-10-01 | Schlumberger Holdings | Fluids chain-of-custody |
| US6966234B2 (en) * | 2004-01-14 | 2005-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time monitoring and control of reservoir fluid sample capture |
| US7603897B2 (en) | 2004-05-21 | 2009-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole probe assembly |
| TWI237154B (en) | 2004-08-04 | 2005-08-01 | Prodisc Technology Inc | Projector and lamp housing thereof |
| US8016038B2 (en) | 2006-09-18 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus to facilitate formation sampling |
| US7594541B2 (en) | 2006-12-27 | 2009-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Pump control for formation testing |
| US7828058B2 (en) | 2007-03-27 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring and automatic control of operating parameters for a downhole oil/water separation system |
| NO329763B1 (no) * | 2009-05-09 | 2010-12-13 | Tool Tech As | Fremgangsmate for provetaking og analyse av produksjon fra en undervannsbronn for maling av saltinnhold i produsert vann samt volumforhold mellom vaeskefraksjonene |
| US8448703B2 (en) | 2009-11-16 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole formation tester apparatus and methods |
| EP2513423A4 (en) * | 2010-01-04 | 2017-03-29 | Schlumberger Technology B.V. | Formation sampling |
| US8905128B2 (en) * | 2010-07-20 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Valve assembly employable with a downhole tool |
| US8672026B2 (en) * | 2010-07-23 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid control in reservior fluid sampling tools |
| US8800651B2 (en) * | 2011-07-14 | 2014-08-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimating a wellbore parameter |
-
2012
- 2012-08-31 EP EP12827845.4A patent/EP2748426B1/en not_active Not-in-force
- 2012-08-31 MX MX2014002387A patent/MX357882B/es active IP Right Grant
- 2012-08-31 AU AU2012301699A patent/AU2012301699A1/en not_active Abandoned
- 2012-08-31 US US14/241,853 patent/US10563505B2/en active Active
- 2012-08-31 RU RU2014112352/03A patent/RU2598390C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-08-31 MY MYPI2014700477A patent/MY171228A/en unknown
- 2012-08-31 WO PCT/US2012/053362 patent/WO2013033547A1/en active Application Filing
- 2012-08-31 BR BR112014004939A patent/BR112014004939A2/pt not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-02-06 NO NO13746701A patent/NO2815404T3/no unknown
-
2016
- 2016-10-14 AU AU2016244320A patent/AU2016244320A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA007962B1 (ru) * | 2002-04-19 | 2007-02-27 | Марк У. Хатчинсон | Система и способ интерпретации данных процесса бурения |
| EP1712733A1 (en) * | 2005-03-18 | 2006-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for designing formation tester for a well |
| EA015138B1 (ru) * | 2005-12-20 | 2011-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ определения начала режимов отказа в поршневом насосе прямого вытеснения |
| WO2010062635A2 (en) * | 2008-11-03 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Methods and apparatus for planning and dynamically updating sampling operations while drilling in a subterranean formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2014002387A (es) | 2014-06-05 |
| NO2815404T3 (ru) | 2018-01-27 |
| US10563505B2 (en) | 2020-02-18 |
| MX357882B (es) | 2018-07-27 |
| AU2016244320A1 (en) | 2016-11-03 |
| EP2748426B1 (en) | 2017-10-25 |
| WO2013033547A1 (en) | 2013-03-07 |
| EP2748426A4 (en) | 2016-01-20 |
| AU2012301699A1 (en) | 2014-03-20 |
| US20140290941A1 (en) | 2014-10-02 |
| BR112014004939A2 (pt) | 2017-04-04 |
| RU2014112352A (ru) | 2015-10-10 |
| EP2748426A1 (en) | 2014-07-02 |
| MY171228A (en) | 2019-10-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2354827C2 (ru) | Инструмент и способ для оценки пласта | |
| RU2442021C2 (ru) | Система гидравлического насоса для скважинного инструмента (варианты), способ управления указанным насосом и способ эксплуатации насосной системы для скважинного инструмента | |
| RU2330158C2 (ru) | Способ и устройство для сбора данных о скважинных характеристиках в процессе выполнения операции бурения | |
| AU2012284168B2 (en) | Adaptive pump control for positive displacement pump failure modes | |
| US9222352B2 (en) | Control of a component of a downhole tool | |
| US9091150B2 (en) | Downhole formation tester apparatus and methods | |
| EP2368009B1 (en) | Method for determining formation integrity and optimum drilling parameters during drilling | |
| US8905128B2 (en) | Valve assembly employable with a downhole tool | |
| NO341443B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for formasjons-testing under boring | |
| NO20131325A1 (no) | Fremgangsmåte for å karakterisere formasjoner under overflaten ved å anvende fluidtrykkrespons under boreoperasjoner | |
| US10480316B2 (en) | Downhole fluid analysis methods for determining viscosity | |
| CN103291284A (zh) | 基于随钻环空压力测量的井筒气侵早期监测方法及装置 | |
| RU2564431C2 (ru) | Способы проведения измерений при предварительном исследовании скважин методом понижения уровня и устройство для этого | |
| RU2598390C2 (ru) | Способ приоритизации данных отбора проб | |
| US9399913B2 (en) | Pump control for auxiliary fluid movement |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170901 |