Скважинный инструмент и способ для сбора данных о подземном пласте

Изобретение относится к скважинным приборам для определения различных параметров пласта. Техническим результатом является обеспечение защиты зонда и ствола скважины, предотвращение эрозии в процессе сбора данных или взятия проб. Для сбора данных о подземном пласте в стволе скважины размещают скважинный инструмент, имеющий зонд, содержащий, по меньшей мере, один исполнительный механизм для выдвижения и втягивания зонда. Перемещают зонд до соприкосновения со стенкой скважины и собирают данные о пласте. Вокруг зонда устанавливают защитный элемент. Защитный элемент выполнен с возможностью перемещения отдельно от зонда между втянутым положением вблизи корпуса и выдвинутым положением в соприкосновении со стенкой ствола скважины. 2 н. и 28 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

Настоящее изобретение, в общем, относится к определению различных параметров подземного пласта, пройденного стволом скважины. Конкретнее, это изобретение относится к скважинному инструменту и способу для сбора данных о подземном пласте.

При обычных способах бурения используют специальный раствор (буровой раствор), который обеспечивает процессу бурения многие преимущества, а именно охлаждение бурового долота, унос обломков выбуренной породы к поверхности, уменьшение трения труб о стенки скважины и риска прихвата труб и в некоторых случаях приведение в действие забойного бурового двигателя (двигателя, приводимого в действие буровым раствором). Другая важная функция бурового раствора - это гидравлическая изоляция ствола скважины посредством образования некоторой частью его содержимого изоляционного слоя (корки) по всей внутренней поверхности ствола скважины, тем самым защищая подземные пласты от проникновения буровых растворов.

Из уровня техники по измерению пластового давления известно, что качество таких измерений пластового давления зависит от наличия плотной, непроницаемой корки. Известно также, что целостность такой корки уменьшается из-за динамической эрозии, вызванной циркуляцией бурового раствора в кольцевом пространстве между бурильной трубой и стволом скважины. Вследствие этого последнего действия, обычно называемого перенасыщением, измерения давления не являются характерными для окружающего пласта. Кроме того, из уровня техники по бурению скважин известно, что поддержание постоянной циркуляции бурового раствора во время процесса бурения желательно из-за его положительных влияний на уменьшение прихвата труб и возможности контролировать поведение и устойчивость ствола скважины.

Как известно из уровня техники, процессы проходки и эксплуатации нефтяной скважины включают контроль различных параметров подземного пласта. Один аспект оценки пласта связан с параметрами пластового давления и проницаемости пористой породы пласта-коллектора. Периодический контроль параметров, как, например, пластового давления и проницаемости, показывает изменение пластового давления в течение периода времени, что необходимо для прогнозирования отдачи и срока службы подземного пласта. При современных рабочих процессах эти параметры обычно определяют посредством каротажа спускаемым на тросе инструментом - "испытателем пласта". При этом виде измерения требуется дополнительный "спускоподъемный рейс", другими словами, извлечение колонны бурильных труб из ствола скважины, спуск испытателя пласта в ствол скважины для получения данных о пласте и после поднятия испытателя пласта спуск колонны бурильных труб обратно в ствол скважины для дальнейшего бурения.

Возможность получения данных о пласте-коллекторе в режиме "реального времени" при бурении скважины имеет важное значение. Данные о пластовом давлении, получаемые в режиме реального времени при бурении, позволяет инженеру-буровику или бурильщику намного раньше принимать решения относительно изменений в плотности и составе бурового раствора, а также параметров проходки скважины, чтобы, таким образом, способствовать безопасности процесса бурения. Кроме того, возможность получения данных о пласте-коллекторе в режиме реального времени желательна также для обеспечения точного регулирования нагрузки на буровое долото в зависимости от изменений пластового давления и проницаемости, так чтобы можно было с максимальной эффективностью осуществлять процесс бурения.

Кроме того, данные о пласте-коллекторе можно получать при прохождении бурильной колонны с ее утяжеленными бурильными трубами, буровым долотом и другими бурильными узлами в стволе скважины, что исключает или сводит к минимуму необходимость в спуске-подъеме скважинного бурового оборудования с единственной целью спуска испытателей пласта в ствол скважины для определения этих параметров пласта.

Для оценки пластов разработаны различные устройства, как, например, устройства, описанные в патентах США №№5242020, 5803186, 6026915, 6047239, 6157893, 6179066 и 6230557. В этих патентах описываются различные скважинные инструменты и способы для сбора данных о подземном пласте. По крайней мере, некоторые из этих устройств относятся к инструментам для исследования скважины, которые снабжены зондами, имеющими механизмы управления и/или выдвижения, которые дают возможность зонду соприкасаться со стволом скважины.

В патенте США №6230557 раскрыт скважинный инструмент для сбора данных о подземном пласте, содержащий корпус, предназначенный для размещения в стволе скважины, проходящем через подземный пласт, зонд, поддерживаемый корпусом и предназначенный для размещения вблизи боковой стенки ствола скважины и оценки пласта.

В этом патенте раскрыт также способ для сбора данных о подземном пласте, при котором размещают в стволе скважины, проходящем через подземный пласт, указанный скважинный инструмент, передвигают зонд до соприкосновения со стенкой ствола скважины и собирают данные о пласте.

Указанные инструменты, разработанные для улучшения соприкосновения со стволом скважины во время взятия проб и/или исследования скважины, не обеспечивают защиту зонда и/или ствола скважины, окружающего место исследования для предотвращения эрозии во время сбора данных. Следовательно, желательно иметь скважинный инструмент, как, например, устройство для определения давления пластовой текучей среды и/или взятия проб, которое защищает ствол скважины при проведении исследований скважины и/или взятия проб.

Техническим результатом настоящего изобретения является обеспечение защиты зонда и ствола скважины, окружающего зонд, для предотвращения эрозии в процессе сбора данных или взятия проб.

Этот технический результат достигается тем, что скважинный инструмент для сбора данных о подземном пласте, содержащий корпус, предназначенный для размещения в стволе скважины, проходящем через подземный пласт, зонд, поддерживаемый корпусом и предназначенный для размещения вблизи боковой стенки ствола скважины и оценки пласта, согласно изобретению имеет защитный элемент, расположенный вокруг зонда, выполненный с возможностью перемещения между втянутым положением вблизи корпуса и выдвинутым положением в соприкосновении с боковой стенкой ствола скважины и имеющий наружную поверхность, предназначенную для соприкосновения с боковой стенкой ствола скважины и, тем самым, защиты ствола скважины, окружающего зонд.

Зонд может быть выполнен выдвигающимся из корпуса.

Зонд может быть снабжен уплотнением для герметичного соприкосновения с боковой стенкой ствола скважины.

Наружная поверхность защитного элемента может быть снабжена износостойкими кольцами.

Наружная поверхность защитного элемента может быть снабжена уплотнением защитного элемента для герметичного соприкосновения с боковой стенкой ствола скважины.

Скважинный инструмент может дополнительно содержать предварительный испытатель пласта.

Скважинный инструмент может дополнительно содержать поддерживающий поршень.

Зонд и защитный элемент могут быть соединены или выполнены за одно целое или выполнены отдельными.

Скважинный инструмент может дополнительно содержать, по меньшей мере, один исполнительный механизм для выдвижения и втягивания зонда, для выдвижения и втягивания защитного элемента и их комбинации.

Скважинный инструмент может содержать кольцо, пружину, соединенную с кольцом, и нагнетательный насос, при этом кольцо соединено с концом защитного элемента и выполнено с возможностью осевого перемещения вдоль корпуса между положением вниз по стволу скважины, при котором защитный элемент втянут, и положением вверх по стволу скважины, при котором защитный элемент выдвинут, а нагнетательный насос выполнен с возможностью накачивать защитный элемент газом с перемещением кольца в положение вверх по стволу скважины, посредством чего защитный элемент герметично соприкасается с боковой стенкой ствола скважины.

Скважинный инструмент может дополнительно содержать множество лопастей стабилизатора.

Зонд может содержать канал, имеющий открытый конец, гидравлически сообщенный с центральным отверстием в уплотнении вокруг зонда, и клапан с фильтром, расположенный в центральном отверстии уплотнительного средства вокруг открытого конца канала и выполненный с возможностью перемещения между первым положением, закрывая открытый конец канала, и вторым положением, обеспечивая поток отфильтрованной пластовой текучей среды между пластом и каналом.

Исполнительный механизм может содержать гидравлическую систему, средство для избирательного повышения давления рабочей жидкости в гидравлической системе и расширяющиеся сильфоны, гидравлически сообщенные с гидравлической системой, соединенные с уплотнением и выполненные с возможностью расширения при увеличенном давлении рабочей жидкости для перемещения уплотнения в герметичное соприкосновение со стенкой ствола скважины.

Исполнительный механизм может содержать гидравлическую систему, средство для избирательного повышения давления рабочей жидкости в гидравлической системе и расширяющийся сосуд, гидравлически сообщенный с гидравлической системой, выполненный с возможностью расширения при увеличенном давлении рабочей жидкости и сжатия при уменьшенном давлении рабочей жидкости.

Исполнительный механизм может дополнительно содержать клапан последовательности, способный срабатывать при обнаружении заданного давления рабочей жидкости, что происходит в результате максимального расширения сильфонов для перемещения клапана с фильтром во второе положение, посредством чего обеспечивается течение пластовой текучей среды в открытый конец канала.

Скважинный инструмент может дополнительно содержать датчик, гидравлически сообщенный с каналом для измерения параметра пластовой текучей среды. Датчик может представлять собой датчик давления для определения давления пластовой текучей среды.

Скважинный инструмент может содержать невращающийся стабилизатор.

Скважинный инструмент может содержать, по меньшей мере, один поддерживающий поршень, выполненный с возможностью прижимания, по меньшей мере, зонда или защитного элемента к стенке ствола скважины.

Защитный элемент может содержать износостойкое кольцо и износостойкий слой.

Защитный элемент может содержать множество износостойких колец и износостойкий слой.

Зонд может быть выполнен с возможностью перемещения между втянутым положением вблизи корпуса и выдвинутым положением вблизи боковой стенки ствола скважины.

Исполнительный механизм может быть выполнен с возможностью перемещения зонда между втянутым и выдвинутым положениями.

Скважинный инструмент может содержать трубчатую оправку, выполненную с возможностью подсоединения по оси в бурильной колонне, расположенной в стволе скважины, проходящем через подземный пласт, стабилизирующий элемент, расположенный вокруг трубчатой оправки для относительного вращения между стабилизирующим элементом и трубчатой оправкой, и множество удлиненных ребер, соединенных со стабилизирующим элементом для фрикционного сцепления со стенкой ствола скважины, предотвращающего вращение стабилизирующего элемента относительно стенки ствола скважины. Исполнительный механизм, по меньшей мере, частично может поддерживаться стабилизирующим элементом. Зонд может поддерживаться одним из удлиненных ребер и выполнен с возможностью перемещения исполнительным механизмом между втянутым положением внутри одного ребра и выдвинутым положением в соприкосновении со стенкой ствола скважины для осуществления зондом сбора данных о пласте.

Скважинный инструмент может содержать уплотнение зонда, расположенное вокруг зонда и выполненное с возможностью перемещения исполнительным механизмом между втянутым положением внутри ребра и выдвинутым положением в соприкосновении со стенкой ствола скважины, для создания уплотнением зонда герметичного соединения со стенкой ствола скважины.

Указанный технический результат достигается и тем, что в способе для сбора данных о подземном пласте, при котором размещают в стволе скважины, проходящем через подземный пласт, скважинный инструмент, имеющий зонд, предназначенный для сбора данных о пласте, передвигают зонд до соприкосновения со стенкой ствола скважины, собирают данные о пласте, согласно изобретению устанавливают защитный элемент в герметичное соприкосновение со стенкой ствола скважины, окружающий зонд.

Сбор данных о пласте может содержать взятие проб текучей среды из пласта или исследование параметров пласта.

Более конкретное описание изобретения приводится далее со ссылкой на предпочтительные варианты его осуществления, которые показаны на сопровождающих чертежах, так чтобы в деталях могло быть понятно, каким образом достигаются вышеуказанные отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения.

Однако необходимо отметить, что сопутствующие чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления этого изобретения и, следовательно, не рассматриваются как ограничивающие его пределы, ибо изобретение может допускать другие, в равной степени эффективные варианты его осуществления.

На чертежах изображено следующее:

фиг.1 изображает вертикальный вид частично в разрезе и частично схематически обычной буровой установки и бурильной колонны, с которыми используется скважинный инструмент для сбора данных о подземном пласте согласно настоящему изобретению;

фиг.2 - схематический вид сбоку инструмента, показанного на фиг.1;

фиг.3 - вид сбоку инструмента, показанного на фиг.1;

фиг.4 - вид в разрезе по линии 4-4 на фиг.3;

фиг.5 - вид в разрезе по линии 5-5 на фиг.3;

фиг.6 - вид в разрезе второго варианта выполнения инструмента для сбора данных о подземном пласте;

фиг.7 - вид в разрезе третьего варианта выполнения инструмента для сбора данных о подземном пласте, имеющего многочисленные зондовые части;

фиг.8 - вид в разрезе четвертого варианта выполнения инструмента для сбора данных о подземном пласте, имеющего пакер гидравлического действия;

фиг.9 - вид, показывающий картины течения там, где зонд соприкасается с боковой стенкой ствола скважины;

фиг.10 - вид, показывающий картины течения там, где защитный элемент соприкасается с боковой стенкой ствола скважины, окружающей зонд.

На фиг.1 показаны обычная буровая установка и бурильная колонна, с которыми может быть использовано настоящее изобретение. Конструкция 10, состоящая из наземной платформы и буровой вышки, расположена над стволом 11 скважины, проходящим через подземную породу F. В показанном варианте ствол 11 скважины образован вращательным бурением по известному способу. Однако специалистам в данной области техники, ознакомившимся с этим описанием, будет понятно, что настоящее изобретение, кроме того, найдет применение при наклонно направленном бурении, а также при роторном бурении, и что оно не ограничивается буровыми установками для бурения на суше.

Бурильная колонна 12, подвешенная в стволе 11 скважины, содержит буровое долото 15 на своем нижнем конце. Бурильная колонна 12 вращается роторным столом 16, приводимым в действие двигателем либо другим механическим средством (не показано) и соединенным с ведущей бурильной трубой 17 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 12 подвешена к крюку 18, прикрепленному к талевому блоку (не показан), через ведущую бурильную трубу 17 и вращающийся вертлюг 19, обеспечивающий возможность вращения бурильной колонны относительно крюка.

Буровой раствор 26 хранится в амбаре 27, образованном на месте расположения скважины. Насос 29 подает буровой раствор 26 внутрь бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, вызывая течение бурового раствора вниз по бурильной колонне 12, как это показано стрелкой-указателем 9. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровом долоте 15 и затем циркулирует вверх через пространство между наружной стороной бурильной колонны и стенкой ствола скважины, называемое кольцевым пространством, как это показано стрелками-указателями 32. Таким образом, буровой раствор смазывает буровое долото 15 и уносит обломки выбуренной породы вверх к поверхности, когда он возвращается к амбару 27 для рециркуляции.

Бурильная колонна 12, кроме того, содержит вблизи бурового долота 15 (например, на расстоянии от бурового долота в пределах нескольких размеров утяжеленной бурильной трубы по длине) оборудование, обычно называемое забойным оборудованием 100. Забойное оборудование может содержать средства для измерения, обработки и хранения информации, а также средства связи с поверхностью.

В варианте, показанном на фиг.1, бурильная колонна 12, кроме того, снабжена утяжеленными бурильными трубами 400. Такие утяжеленные бурильные трубы могут быть использованы как корпус для одного или нескольких инструментов или для стабилизации, например, в отношении склонности бурильной колонны "качаться" и становиться нецентрированной во время ее вращения в стволе скважины, что приводит к отклонению в направлении ствола скважины от намеченного пути (например, прямой вертикальной линии).

На фиг.2 показан вариант осуществления изобретения. На фиг.2 показан инструмент 400 для сбора данных о подземном пласте, образующий часть бурильной колонны 12 на фиг.1. Хотя инструментом, изображенным на фиг.1 и 2, является инструмент 400, соединяемый с бурильной колонной, понятно, что инструмент 400 может быть также использован в соединении с другими скважинными инструментами, как, например, с инструментами, спускаемыми в скважину на тросе.

В варианте на фиг.2 инструмент 400 для сбора данных о подземном пласте содержит зондовую часть 401, датчиковую часть 402, энергетическую и управляющую часть 403, электронную часть 404 и выборочно другие модули (не показаны), каждый из которых выполняет отдельные функции. Зондовая часть 401 является главной составной частью инструмента, которая соединяет проточную линию внутри инструмента с исследуемым пластом. Датчиковая часть 402 содержит датчик (датчики), который будет измерять параметры исследуемого пласта. В число обычных датчиков входят манометры, термометры и другие датчики, которые измеряют параметры пласта. Кроме того, такие датчики могут быть использованы для преобразования физических параметров исследуемого пласта в сигналы, которые могут быть обработаны и переданы к другим частям инструмента или вверх по стволу скважины к, например, пользователю.

Энергетическая и управляющая часть 403 содержит схемы и системы, которые будут снабжать энергией зондовую часть 401 и управлять работой зонда. Такие системы могут быть основаны на гидравлике, электротехнике или их сочетании или могут быть другими системами, известными в области каротажа во время бурения и каротажа с инструментами, спускаемыми в скважину на тросе. Система управления может быть снабжена органами управления для правильного размещения и эксплуатации инструмента при минимуме вмешательства оператора, находящегося на поверхности.

Электронная часть 404 содержит электронные схемы, которые управляют всей работой инструмента, системы получения данных и системы связи, которые соединены с телеметрическим оборудованием. Другими устройствами, которые могут находиться в электронной части 404, являются находящиеся в забое скважины запоминающее устройство для хранения данных или другие датчики, обычно находящиеся на оборудовании для каротажа во время бурения. Электронная часть 404 вверх по стволу скважины электронно связана электрическим соединителем 405 с телеметрическим оборудованием. Кроме того, инструмент может содержать систему связи, которая функционирует для обеспечения линии связи между этим инструментом и другими инструментами, расположенными в бурильной колонне, а также оператором (операторами) на поверхности. Могут содержаться и другие подсистемы, которые известны в технике измерения во время бурения.

На фиг.3 показан более подробный внешний вид зондовой части 401 с фиг.2. В этом варианте осуществления изобретения зондовая часть 401 выполнена как часть лопасти 408 стабилизатора, радиально выступающей за пределы тела 409 утяжеленной бурильной трубы с инструментом 400 для сбора данных. Лопасть стабилизатора и зондовая часть обеспечивают механическую опору и защиту для зондового устройства. Зондовая часть 401 снабжена зондом 410, уплотнением 406 зонда и защитным элементом 411, имеющим износостойкие кольца 407. Зондовая часть 401 содержит внутренний проточный канал 420 для возможности течения буровых растворов вниз, как это показано стрелкой 9 на фиг.1.

На фиг.4 и 5 подробнее показана зондовая часть, изображенная на фиг.3. На этих фигурах изображены зонд 410, защитный элемент 411 и поддерживающий поршень 419, а также механизмы для управления ими.

Зонд 410 расположен в инструменте 400 для сбора данных и в этом варианте осуществления изобретения может выдвигаться для соприкосновения со стенкой ствола скважины. Зонд 410 может быть невыдвигающимся и оставаться жестко соединенным с основным корпусом (не показан). Зонд способен выполнять различные функции по сбору данных в забое скважины, как, например, исследование пласта на пластовое давление и/или взятие проб. Зонды, способные выполнять различные функции по исследованию пласта и взятию проб, описаны в патенте США №6230557, полное содержание которого включено здесь путем отсылки. Зонд 410 снабжен уплотнением 406, часто называемым пакером, способным герметично соприкасаться с боковой стенкой ствола скважины и образовывать гидроизоляцию между зондом и текучими средами, содержащимися в кольцевом пространстве ствола скважины во время измерения. Электрогидравлический соленоидный клапан 421 управляет работой зонда.

Вокруг зонда расположен защитный элемент 411, способный выдвигаться для соприкосновения со стенкой ствола скважины. Защитный элемент выполняет, по крайней мере, две функции: механическая защита зонда 410 во время операций бурения и/или спуска-подъема и механическая защита фильтрационной корки бурового раствора на стенке скважины от эрозии, вызываемой течением бурового раствора. Защитный элемент 411 имеет по существу изогнутую наружную поверхность 417, которая может быть выполнена в соответствии с формой стабилизатора 408, как это показано на фиг.3, и/или боковой стенки ствола скважины. Защитный элемент изображен на фиг.4 и 5 как изогнутый, но он может быть любой формы с возможностью прилегания к желаемой поверхности. Наружная поверхность защитного элемента 411 может быть снабжена износостойкими кольцами 407 и/или износостойким слоем 412, выполненным из износостойкого материала, для защиты поверхности защитного элемента от износа во время работы. Как показано на фиг.6, защитный элемент 411 может быть снабжен уплотнениями 430 для соприкосновения с боковой стенкой ствола скважины и герметичного соединения с ней. Возможны и другие формы и/или варианты выполнения износостойких колец, уплотнений и защитных элементов.

Как показано на фиг.4, выдвигающий поршень 413 и электрогидравлический соленоидный клапан 414 выдвигают и втягивают защитный элемент 411. Защитный элемент 411 поворачивается вокруг шарнира 418, который установлен на лопасти 408 стабилизатора на теле утяжеленной бурильной трубы 409. Защитный элемент может выдвигаться и втягиваться до или после зонда. Защитный элемент может быть соединен с зондом, выполнен за одно целое с ним или отделен от него. Как показано на фиг.4, защитный элемент снабжен поршнем 413 и шарниром 418 для обеспечения его выдвижению и/или втягиванию. Может быть использован другой механизм выдвижения.

В инструменте 400 для сбора данных напротив защитного элемента 411 предусмотрен поддерживающий поршень 419. Поддерживающий поршень 419 выдвигается для соприкосновения с боковой стенкой ствола скважины и создания опоры для инструмента 400 для сбора данных, так чтобы зонд 410 и/или защитный элемент 411 могли выдвигаться к боковой стенке ствола скважины и/или через нее и оставаться в соприкосновении с ней во время работы. Кроме того, инструмент 400 может содержать один или несколько поддерживающих поршней 419 для прижатия зонда и защитного элемента к поверхности ствола скважины, таким образом, увеличивая способность уплотнения 406 зонда герметизировать относительно поверхности ствола скважины. Уплотнения 423 расположены вокруг поршней и зонда. Кроме того, уплотнения 424 могут быть расположены между зондом и защитным элементом.

В число других элементов, которые могут быть использованы с инструментом 400 для сбора данных, входит проточный соединитель 416, расположенный внутри зонда 410 для обеспечения связи с камерой 422 (фиг.5) для предварительного исследования и датчиком давления 415 (фиг.4) посредством поршня 453 (фиг.5). Предварительный испытатель дает возможность втягивать пробы текучей среды из пласта через зонд для исследования параметров пласта, как, например, давления и/или проницаемости, так, как это известно из уровня техники, например, втягиванием пробы текучей среды из пласта и обнаружением перепада давления в пласте. Кроме того, могут быть предусмотрены внутренний проточный канал 420 для прохождения бурового раствора или других текучих сред через инструмент и пробоотборные камеры (не показаны) для взятия дополнительных проб текучей среды через зонд.

В другом варианте осуществления изобретения, показанном на фиг.7, инструмент 400 может также содержать одну или несколько групп зондов, уплотнений зондов, защитных элементов и поршней для выдвижения защитных элементов. На фиг.7 показан вид в разрезе другого варианта выполнения инструмента 500 для сбора данных, имеющего две зондовые части 401. Зондовые части 401 такие же, как и ранее описанные зондовые части на фиг.4 и 5, за исключением того, что эти зондовые части 401 расположены напротив друг друга, тем самым обеспечивая опору друг другу, ранее обеспечиваемую поддерживающим поршнем 419. При размещении многочисленных зондовых частей вокруг инструмента 500 для сбора данных зондовые части могут быть расположены со смещением относительно друг друга, как это показано на фиг.7, или снабжены поддерживающими поршнями, установленными для поддержки зондов. Многочисленные зондовые части могут быть использованы для выполнения многочисленных исследований одновременно или с перерывом. С другой стороны, зондовые части могут быть использованы в качестве опоры или поддержки для других зондовых секций во время работы инструмента.

На фиг.8 показан вид с продольным разрезом другого варианта осуществления изобретения. Инструмент 600 для сбора данных о подземном пласте снабжен зондом 431 и пакером 437. Зонд 431 подвижно установлен внутри камеры 442 для оценки пласта и может выдвигаться из него. Зонд на своем одном конце снабжен уплотнением 430, расположенным с возможностью соприкосновения с боковой стенкой ствола скважины и/или выдвижения через нее. Зонд может быть использован для взятия проб, испытания и/или сбора данных.

Вокруг зонда и тела утяжеленной бурильной трубы 409 расположен пакер 437 гидравлического действия. Пакер 437 может выполнять, по крайней мере, три функции: уплотнять зонд относительно ствола скважины, обеспечивать поддерживающую опору для зонда и/или защищать ствол скважины, окружающий зонд. В этом варианте осуществления изобретения пакер снабжен подвижным кольцом 446 на своем конце, обращенном вниз по стволу скважины, и пружиной 438. Конец пакера 437, обращенный вверх по стволу скважины, может быть скреплен с телом 409 утяжеленной бурильной трубы любым способом, но здесь показано резьбовое соединение 448. Кольцо 446 может двигаться по направлению оси вдоль тела 409 утяжеленной бурильной трубы. Когда пакер наполняют, кольцо 446 движется вверх по стволу скважины, пружина 438 сжимается, и пакер 447 начинает раздуваться радиально наружу для соприкосновения с боковой стенкой ствола скважины. Когда пакер спускают, кольцо 446 под действием пружины 448 движется вниз по стволу скважины, и пакер сжимается. Наполнение и спуск пакера 437 используют для выдвижения и втягивания зонда 431.

Источник давления, необходимый для раздувания пакера 437, может быть обеспечен посредством циркуляции жидкости в проточном канале 420. Проточный канал 420 гидравлически сообщен с впускным отверстием 434, которое соединено с трехходовым клапаном 433. Трехходовой клапан 433 дает возможность избирательно надувать резиновый элемент 437. Когда требуется надуть резиновый элемент 437, жидкость из проточного канала 420 течет через впускное отверстие 434, трехходовой клапан 433 и отводной канал 432.

При расширенном состоянии пакера уплотнение 430 зонда герметично соединено с внутренней стенкой ствола скважины (не показан), так что можно исследовать пробы текучей среды из пласта. Когда необходимо спустить резиновый элемент 437, переключают трехходовой клапан 433, при этом пружина 438 отжимает подвижное кольцо 446 вниз и обеспечивает сжатие резинового элемента 437, что дает возможность текучей среде внутри резинового элемента 437 течь через трехходовой клапан 433 и выходить через выпускное отверстие 435 в кольцевое пространство в стволе скважины.

На подвижном кольце 446 и/или зонде может быть установлено одно или несколько уплотнений 452. Когда пакер 437 полностью раздут, циркуляцию бурового раствора через внутреннее пространство бурильной колонны 12 можно поддерживать, открывая перепускной клапан 436 и, тем самым, давая возможность текучей среде течь прямо изнутри бурильной колонны 12 в кольцевое пространство между бурильной колонной 12 и стенкой 11 ствола скважины. При спущенном пакере 437 перепускной клапан 436 будет закрыт, в результате чего восстанавливается циркуляция текучей среды вниз к забойному оборудованию 100 и долоту 15.

Когда резиновый элемент 437 полностью надут и уплотнение 430 зонда герметично соединено с внутренней стенкой ствола скважины, пробы текучей среды могут проходить через зонд 431 и течь к датчику 450 через камеру 442. После полного раздувания пакера 437 перекрывают трехходовой клапан 433, и резиновый элемент 437 оставляют надутым.

Для спускания пакера можно открыть трехходовой клапан с целью снятия внутреннего давления. При желании этот процесс затем может быть повторен.

На фиг.9 и 10 показано положение, которое может возникнуть при измерении давления или взятии пробы из пласта с использованием обычного инструмента, известного из предшествующего уровня техники. Вследствие динамической эрозии, вызываемой циркуляцией бурового раствора в кольцевом пространстве 440, в пласт 445 может фильтроваться больше текучей среды, как это показано стрелками, что изменяет характеристику пласта около ствола скважины, включая участок вокруг зонда 442. Текучая среда, которая фильтровалась в пласт 445, может оказывать вредное воздействие на измерение, выполняемое датчиком 443.

Другой вариант осуществления изобретения изображен на фиг.10, которая показывает влияние защитного элемента 444 на измерение. Защитный элемент 444 способствует предотвращению просачивания буровых растворов в пласт 445 на участке вокруг зонда 442. Защитный элемент 444 обеспечивает возможность датчику воспринимать участок пласта, который меньше подвержен влиянию циркуляции текучей среды, что может способствовать улучшению качества измерения. Защитный элемент 444 обеспечивает барьер, который не допускает прохождение буровых растворов в пласт 445 вокруг зонда 442.

В другом варианте осуществления изобретения инструмент для сбора данных о пласте, в частности для измерения пластового давления, может содержать следующие составные части: зондовый узел, который может быть смещен от корпуса инструмента для герметичного соединения со стенкой пласта. В другом варианте осуществления изобретения зонд установлен непосредственно на защитном элементе. Кроме того, инструмент может содержать защитный элемент, который действует для механической защиты участка ствола скважины, окружающего выдвижной зонд, от воздействий динамической эрозии до и во время стадий измерения, таким образом, уменьшая влияния перенасыщения на измерения давления. В другом варианте осуществления изобретения защитный элемент содержит гибкую надуваемую часть, которая несет измерительный зонд. В другом варианте осуществления изобретения зонд поддерживается защитным элементом. В другом варианте осуществления изобретения инструмент установлен на невращающейся втулке, так что можно выполнять измерения, не прерывая процесс бурения.

Согласно другому аспекту изобретения предлагается способ для сбора данных о подземном пласте, в частности для измерения пластового давления. В ходе бурения скважины может оказаться необходимым в данный момент времени оценивать поровое давление пласта либо в процессе бурения, либо непосредственно после пробуривания забойным оборудованием. Эта информация может быть использована для улучшения буровых работ, получения большего представления о потенциальной нефтепродуктивности пробуриваемого пласта или для других целей. При одном возможном способе потребовалось бы каждый раз прерывать циркуляцию бурового раствора для возможности измерения давления инструментом для сбора данных о пласте. При следующей стадии может потребоваться временное прерывание бурильщиком процесса бурения для того, чтобы расположить измерительный зонд инструмента для оценки пласта в желаемом месте, где будет происходить измерение. Эта операция может включать в себя перемещение бурильной колонны по направлению оси для того, чтобы расположить инструмент на надлежащей глубине, и, кроме того, может включать в себя поворот бурильной колонны для того, чтобы достигнуть определенного угла ориентации поверхности инструмента относительно вертикальной базовой плоскости.

После того как бурильная колонна была правильно расположена и ориентирована, можно начать процесс измерения. В некоторых случаях в зависимости от состояния скважины потребуется дополнительное время, чтобы дать возможность забойному оборудованию полностью стабилизироваться до начала измерения. Для того чтобы начать измерение, можно прерывать циркуляцию бурового раствора через бурильную трубу, что сообщает инструменту о начале автоматического процесса измерения пластового давления. Если прерывается циркуляция бурового раствора, то может быть зарегистрирован момент времени, в который остановлены насосы. Известны различные способы, которые могут быть использованы для выполнения измерения. Например, один способ может включать в себя перемещение зонда до соприкосновения со стенкой ствола скважины для достижения гидравлического соединения с пластом-коллектором. После того как создано гидравлическое соединение, можно возобновить циркуляцию бурового раствора или оставить ее прерванной.

Затем инструмент может измерять давление. В инструменте может быть заранее запрограммирован предел длительности измерения. После того как истекло заданное время, инструмент может автоматически перевести себя в первоначальное положение. Предел заданного времени может регулироваться оператором инструмента в зависимости от предполагаемой характеристики исследуемого пласта, а также от других особенностей бурения. В конце времени измерения инструмент может дать информацию о поровом давлении зондируемого пласта, а также о других параметрах, обычных для оценки коллектора, как, например, в виде кривых снижения давления в пласте и нарастания давления в нем. Эта информация может храниться в инструменте для дальнейшей обработки перед передачей оператору на поверхности.

При альтернативном способе для завершения измерения может быть предусмотрена логическая схема внутри инструмента, которая будет останавливать получение данных о параметрах пласта при обнаружении, что возобновлена циркуляция насосами. После подтверждения восстановленного положения инструмента могут быть возобновлены буровые работы или может быть выполнено другое измерение. Если возобновляется бурение, то более подробные данные, как, например, данные о профилях давления, могут быть посланы на поверхность с использованием обычной телеметрической техники связи с поверхностью.

Хотя изобретение описано с использованием ограниченного числа вариантов его осуществления, специалистам в данной области техники, ознакомившимся с этим описанием, будет понятно, что в пределах описанного здесь изобретения возможны другие варианты. Таким образом, пределы изобретения должны ограничиваться только прилагаемой формулой изобретения.

1. Скважинный инструмент для сбора данных о подземном пласте, содержащий корпус, предназначенный для размещения в стволе скважины, проходящем через подземный пласт, зонд, поддерживаемый корпусом и предназначенный для размещения вблизи боковой стенки ствола скважины и оценки пласта, защитный элемент, расположенный вокруг зонда, выполненный с возможностью отдельного от зонда перемещения между втянутым положением вблизи корпуса и выдвинутым положением в соприкосновении с боковой стенкой ствола скважины и имеющий наружную поверхность, предназначенную для соприкосновения с боковой стенкой ствола скважины и защиты ствола скважины, окружающего зонд.

2. Скважинный инструмент по п.1, в котором зонд выполнен выдвигающимся из корпуса.

3. Скважинный инструмент по п.1, в котором зонд снабжен уплотнением для герметичного соприкосновения с боковой стенкой ствола скважины.

4. Скважинный инструмент по п.1, в котором наружная поверхность защитного элемента снабжена износостойкими кольцами.

5. Скважинный инструмент по п.1, в котором наружная поверхность защитного элемента снабжена уплотнением для герметичного соприкосновения с боковой стенкой ствола скважины.

6. Скважинный инструмент по п.1, который дополнительно содержит предварительный испытатель пласта.

7. Скважинный инструмент по п.1, который дополнительно содержит поддерживающий поршень.

8. Скважинный инструмент по п.1, в котором зонд и защитный элемент выполнены отдельными.

9. Скважинный инструмент по п.1, который дополнительно содержит, по меньшей мере, один исполнительный механизм для выдвижения и втягивания зонда, для выдвижения и втягивания защитного элемента и их комбинации.

10. Скважинный инструмент по п.1, который дополнительно содержит кольцо, пружину, соединенную с кольцом, и нагнетательный насос, при этом кольцо соединено с концом защитного элемента и выполнено с возможностью осевого перемещения вдоль корпуса между положением вниз по стволу скважины, при котором защитный элемент втянут, и положением вверх по стволу скважины, при котором защитный элемент выдвинут, а нагнетательный насос выполнен с возможностью накачивать защитный элемент газом с перемещением кольца в положение вверх по стволу скважины, посредством чего защитный элемент герметично соприкасается с боковой стенкой ствола скважины.

11. Скважинный инструмент по п.1, который дополнительно содержит множество лопастей стабилизатора.

12. Скважинный инструмент по п.1, в котором зонд содержит канал, имеющий открытый конец, гидравлически сообщенный с центральным отверстием в уплотнении вокруг зонда, и клапан с фильтром, расположенный в указанном отверстии вокруг открытого конца канала и выполненный с возможностью перемещения между первым положением, закрывая открытый конец канала, и вторым положением, обеспечивая поток отфильтрованной пластовой текучей среды между пластом и каналом.

13. Скважинный инструмент по п.9, в котором исполнительный механизм содержит гидравлическую систему, средство для избирательного повышения давления рабочей жидкости в гидравлической системе и расширяющиеся сильфоны, гидравлически сообщенные с гидравлической системой, соединенные с уплотнением и выполненные с возможностью расширения при увеличенном давлении рабочей жидкости для перемещения уплотнения в герметичное соприкосновение со стенкой ствола скважины.

14. Скважинный инструмент по п.11, в котором исполнительный механизм содержит гидравлическую систему, средство для избирательного повышения давления рабочей жидкости в гидравлической системе и расширяющийся сосуд, гидравлически сообщенный с гидравлической системой, выполненный с возможностью расширения при увеличенном давлении рабочей жидкости и сжатия при уменьшенном давлении рабочей жидкости.

15. Скважинный инструмент по п.13, в котором исполнительный механизм дополнительно содержит клапан последовательности, способный срабатывать при обнаружении заданного давления рабочей жидкости, что происходит в результате максимального расширения сильфонов для перемещения клапана с фильтром во второе положение, посредством чего обеспечивается течение пластовой текучей среды в открытый конец канала.

16. Скважинный инструмент по п.14, который дополнительно содержит датчик, гидравлически сообщенный с каналом для измерения параметра пластовой текучей среды.

17. Скважинный инструмент по п.16, в котором датчик представляет собой датчик давления для определения давления пластовой текучей среды.

18. Скважинный инструмент по п.1, который дополнительно содержит невращающийся стабилизатор.

19. Скважинный инструмент по п.1, который дополнительно содержит, по меньшей мере, один поддерживающий поршень, выполненный с возможностью прижимания, по меньшей мере, зонда или защитного элемента к стенке ствола скважины.

20. Скважинный инструмент по п.1, в котором защитный элемент содержит износостойкое кольцо и износостойкий слой.

21. Скважинный инструмент по п.1, в котором защитный элемент содержит множество износостойких колец и износостойкий слой.

22. Скважинный инструмент по п.1, в котором зонд выполнен с возможностью перемещения между втянутым положением вблизи корпуса и выдвинутым положением вблизи боковой стенки ствола скважины.

23. Скважинный инструмент по п.9, в котором исполнительный механизм выполнен с возможностью перемещения зонда между втянутым и выдвинутым положениями.

24. Скважинный инструмент по п.1 или 9, который дополнительно содержит трубчатую оправку, выполненную с возможностью подсоединения по оси в бурильной колонне, расположенной в стволе скважины, проходящем через подземный пласт, стабилизирующий элемент, расположенный вокруг трубчатой оправки для относительного вращения между стабилизирующим элементом и трубчатой оправкой, и множество ребер, соединенных со стабилизирующим элементом для фрикционного сцепления со стенкой ствола скважины, предотвращающего вращение стабилизирующего элемента относительно стенки ствола скважины.

25. Скважинный инструмент по п.24, в котором исполнительный механизм, по меньшей мере, частично поддерживается стабилизирующим элементом.

26. Скважинный инструмент по п.25, в котором зонд поддерживается одним из ребер и выполнен с возможностью перемещения исполнительным механизмом между втянутым положением внутри одного ребра и выдвинутым положением в соприкосновении со стенкой ствола скважины для осуществления зондом сбора данных о пласте.

27. Скважинный инструмент по п.26, который содержит уплотнение зонда, расположенное вокруг зонда и выполненное с возможностью перемещения исполнительным механизмом между втянутым положением внутри ребра и выдвинутым положением в соприкосновении со стенкой ствола скважины, для создания уплотнением зонда герметичного соединения со стенкой ствола скважины.

28. Способ для сбора данных о подземном пласте, при котором размещают в стволе скважины, проходящем через подземный пласт, скважинный инструмент, имеющий зонд, предназначенный для сбора данных о пласте, перемещают зонд до соприкосновения со стенкой ствола скважины, отдельно от зонда устанавливают защитный элемент вокруг зонда в герметичное соприкосновение со стенкой ствола скважины, окружающей зонд, собирают данные о пласте.

29. Способ по п.28, в котором сбор данных о пласте содержит взятие проб текучей среды из пласта.

30. Способ по п.29, в котором сбор данных о пласте содержит исследование параметров пласта.