МЕТОД ЗАКАЧКИ ДЛЯ ОТБОРА ПРОБ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ Российский патент 2017 года по МПК E21B49/10 

Область техники

[0001] Коллекторы, содержащие тяжелую нефть (например, нефть, имеющую вязкость свыше 1500 сП при температуре коллектора), иногда обладают композиционными градиентами. В случае наличия мощных коллекторов (например, вертикальная протяженность которых превышает 25 метров) эффект композиционных градиентов может усиливаться. Например, композиционные градиенты могут вызвать изменения вязкости по глубине, возможно, изменения, имеющие несколько порядков величины. Таким образом, моделирование изменения давления на тепловую стимуляцию, вытеснение нефти растворителями и/или другие механизмы добычи нефти могут быть затруднены без достаточной информации о композиционных градиентах, в том числе любых разрывах в простирании композиционных градиентов, которые могут указывать на мозаичность коллектора.

Краткое описание фигур

[0002] Суть настоящего изобретения понятна наилучшим образом из следующего подробного описания с использованием ссылок на прилагаемые фигуры. Следует подчеркнуть, что, в соответствии со стандартной практикой в отрасли, различные характеристики отображаются не в соответствии с масштабом. На самом деле размеры различных характеристик могут быть произвольно увеличены или уменьшены в целях ясности описания.

[0003] Фиг. 1 иллюстрирует график, демонстрирующий один или более аспектов настоящего изобретения.

[0004] Фиг. 2 иллюстрирует график, демонстрирующий один или более аспектов настоящего изобретения.

[0005] Фиг. 3 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0006] Фиг. 4 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0007] Фиг. 5 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0008] Фиг. 6 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0009] Фиг. 7 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0010] Фиг. 8 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0011] Фиг. 9 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0012] Фиг. 10 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

[0013] Фиг. 11 иллюстрирует блок-схему технологического процесса, по меньшей мере, части способа в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

Сущность изобретения

[0014] Следует понимать, что нижеследующее описание предлагает множество различных вариантов изобретения, или примеров, для реализации различных аспектов разнообразных вариантов изобретения. С целью упрощения описания настоящего изобретения ниже приводятся конкретные примеры элементов и комбинаций, которые, естественно, являются просто примерами и не являются исчерпывающими. Кроме того, в настоящем изобретении могут повторяться позиционные цифровые и/или буквенные обозначения в различных примерах. Такое повторение используется в целях простоты и ясности и, само по себе, не обозначает наличие взаимосвязи между различными рассматриваемыми вариантами и/или конфигурациями изобретения, за исключением случаев, когда имеется прямое указание на такую связь.

[0015] Настоящее изобретение представляет закачку жидкости в пласт, обладающий очень низкой подвижностью, например, растворителя в коллектор с тяжелой нефтью, обладающий низким коэффициентом проницаемости по вязкости жидкости, с целью дальнейшего восстановления пониженной вязкости смеси растворителя и тяжелой нефти в скважинном инструменте. Свойства нефти могут быть впоследствии исследованы без влияния на нее растворителя.

[0016] Тяжелая нефть часто встречается в проницаемых пластах неглубокого залегания. Тем не менее, из-за высоких свойств вязкости нефть в этих пластах обладает низкой подвижностью. Подвижность нефти в пласте связана с проницаемостью (k) и вязкостью жидкости (μ) в отношении k/μ. Для растворения достаточного количества тяжелой нефти (например, возможно нескольких литров) в достаточно короткое время для того, чтобы сделать отбор проб осуществимым, воздействию растворителя может подвергаться большая площадь поверхности нефтесодержащего пласта. Введенный растворитель растворяет тяжелую нефть путем диффузии, конвекции и/или других процессов. Например, продвижение фронта диффузии может быть легко предсказано. Продвижение 2 мм в пласт из пустоты может быть результатом введения двух (2) л закачиваемой жидкости в один (1) квадратный метр пласта с разрывами в течение нескольких часов.

[0017] Растворитель может закачиваться через скважинный инструмент с уплотнителем, который направляют в боковую стенку ствола скважины с проникновением в пласт. Скважинный инструмент может включать в себя бурильное сверло, колонковое сверло и/или другой вращающийся элемент, который выдвигается от центра уплотнителя для создания пустоты в пласте через боковую стенку ствола скважины. Пустота может иметь диаметр карандаша, если для создания пустот используется тонкое сверло, но может иметь и больший диаметр, если для создания пустот используется сверло большего диаметра или колонковое сверло. После создания пустоты выдвижной вращательный элемент (например, бурильное сверло или колонковое сверло) может быть извлечен, сохраняя при этом уплотнение вокруг пустоты с помощью уплотнительной прокладки, или другая уплотнительная прокладка может быть помещена вокруг отверстия пустоты для оказания механического давления на часть боковой стенки, прилегающей к отверстию пустоты. Растворитель и/или другая закачиваемая жидкость, доставляемая в камере скважинного инструмента, может затем закачиваться в пласт через пустоту.

[0018] Площадь поверхности пустоты, созданной в боковой стенке ствола скважины, может быть недостаточной для доступа растворителя к достаточному количеству тяжелой нефти в пласте. Например, при использовании тонкого бурового сверла для формирования пустот глубина последних может достигать 15 см, а диаметр равняться приблизительно 1 см, в результате чего площадь поверхности может равняться приблизительно 47,9 см². В таких случаях, в частности, в пределах объема настоящего изобретения, давление закачки может превышать градиент давления гидроразрыва пласта. В результате указанного могут образовываться микротрещины и/или другие разрывы (далее собирательно называемые "разрывы"), которые простираются от пустоты в прилегающую часть пласта. Например, существует возможность выбора давления закачки таким образом, чтобы площадь поверхности, подвергаемая воздействию закачиваемой жидкости, увеличилась примерно до 1 м², хотя объем настоящего изобретения охватывает и другие размеры площади воздействия.

[0019] По мере того, как закачиваемая жидкость проникает в пласт, окружающий пустоту, она уменьшает вязкость объема углеводородов (далее называемые просто "нефть" или "тяжелая нефть") за пределами зоны проникновения, таким образом избегая эмульсий с поверхностным проникновением промывочной жидкости, если такое проникновение присутствует. Образец (например, несколько литров) полученной в результате смеси закачиваемой жидкости и нефти пониженной вязкости может извлекаться с помощью обратной перекачки в скважинный инструмент через пустоты в боковой стенке ствола скважины. В случае, если жидкость закачивалась под давлением, превышающим градиент давления гидроразрыва пласта, то образовавшиеся разрывы впоследствии могут исчезнуть, так как уровень забойного давления падает значительно ниже уровня давления закрытия разрывов (например, при давлении, приблизительно равном 1500 фунт/кв. дюйм ниже давления закрытия разрывов). Дальнейшее проникновение пластовой жидкости в скважинный инструмент остается возможным даже в случае закрытия разрывов до исчерпания объема нефти пониженной вязкости и закачиваемой жидкости.

[0020] Геометрия разрывов, вызванных закачиваемой жидкостью, может регулироваться путем изменения околоскважинного давления с помощью скважинного инструмента таким образом, чтобы возникновение разрыва происходило вблизи дальнего конца пустоты, в сторону, противоположную точке пересечения пустоты со скважиной. Таким образом, искусственно образованные разрывы могут простираться от ствола скважины, не пересекая скважину. Если искусственно образованные разрывы достигают скважины, образовавшееся в результате этого гидравлическое короткое замыкание коллектора будет означать, что закачиваемая жидкость будет просто введена в скважину таким образом, что последующие пробы жидкости будут в основном содержать промывочную жидкость вместо нефти из пласта. Околоскважинное давление, нарушенное присутствием скважины, может дополнительно изменяться вследствие наложения двух видов давления, создаваемых скважинным прибором: механического давления уплотнительной прокладки и гидравлического давления закачиваемой жидкости. Пустоты могут быть пробурены от центра уплотнительной прокладки на глубину, приблизительно равную диаметру ствола скважины. Разрывы, инициируемые на таком расстоянии от скважины, частично проходят через околоскважинное поле напряжений. Разрывы, начинающиеся с этой позиции, могут распространяться в направлении снижения минимального напряжения, которое простирается от скважины к дальней зоне. Таким образом, в сочетании с давлением прорыва закачиваемой жидкости, давление, оказываемое уплотнительной прокладкой на часть боковой стенки скважины, окружающей отверстие пустоты, может быть достаточным для того, чтобы полнокасательное напряжение внутри пустоты достигло прочности на разрыв пласта возле конца пустоты. Баланс механического и гидравлического давления может зависеть от давления в дальней зоне пласта, степени нарушения давления, вызванного скважиной, а также прочности породы, составляющей пласт. Описываемые ниже скважинные инструменты, которые могут быть использованы для реализации этого метода (используемые независимо или в сочетании), могут иметь возможность обеспечения такого сочетания механического и гидравлического давления, достаточного для создания желаемых искусственно образованных разрывов.

[0021] На основе соотношения различных типов давления, вызываемых и изменяемых уплотнительной прокладкой скважинного инструмента и закачиваемой жидкостью, разрыв в результате воздействия гидравлической силы на пустоту в боковой стенке скважины может повлечь за собой минимизацию стягивающего усилия в сторону напряжения. Это, например, может происходить в ответ на увеличение давления закачки и разницу давлений, представленную разницей между максимальным и минимальным давлением в плоскости, перпендикулярной пустоте. Увеличение давления закачки может быть постоянным вдоль пустоты в боковой стенке ствола скважины таким образом, что изменение давления, окружающего пустоты, может позволить определить местоположение источника разрыва. Когда плоскость, перпендикулярная пустоте, касается окружности ствола скважины, максимальное давление превращается в стягивающее усилие, а минимальное давление превращается в скважинное осевое напряжение. Поскольку ограничения движения пласта в ствол скважины отсутствуют, разница между стягивающим усилием и осевой нагрузкой может быть большой. Это будет положение вдоль пустоты, где разница между максимальным и минимальным давлениями в плоскости, перпендикулярной пустоте, достигает максимума таким образом, что на пересечении пустоты и скважины будет происходить разрыв (например, открытие пустоты). Таким образом, если коэффициент Пуассона пласта является изотропным, добавление усилия уплотнительной прокладки, перпендикулярного к окружности скважины, увеличит максимальное и минимальное давление в плоскости, перпендикулярной к пустоте, на ту же величину. Следовательно, относительная разница между максимальным и минимальным давлением в плоскости, перпендикулярной к пустоте, может уменьшаться, тем самым защищая эту часть пустоты от разрыва. Эффект от усилия уплотнительной прокладки уменьшается по мере удаления от ствола скважины, так что точка максимальной разницы между максимальным и минимальным давлением в плоскости, перпендикулярной к пустоте, где начинается разрыв, перемещается вдоль пустоты в сторону, противоположную от скважины.

[0022] Скважинный инструмент может также быть расположен в скважине таким образом, чтобы пустота, создаваемая в боковой стенке ствола скважины, находилась в плоскости, испытывающей два самых высоких основных давления. Искусственно образованные разрывы могут затем находиться в одной и той же плоскости, что и пустота. Такое расположение может снизить падение давления между искусственно образованными разрывами, пустотой и скважинным инструментом, когда смесь закачиваемой жидкости и нефти пониженной вязкости втягивается обратно в скважинный инструмент.

[0023] Кроме того, бассейны, подверженные надвигу или сдвиговому разрыву, могут создавать анизотропию давлений, что может приводить к удлинению пустоты. Это может быть использовано для расположения скважинного инструмента, например, с использованием тандемных инструментов плотностного каротажа для получения приемлемого каротажа по калибровочной короткой оси, которая также является направлением максимального горизонтального давления. Расположение скважинного прибора по короткой оси может быть достигнуто, например, путем совмещения его с прибором плотностного каротажа под углом 90 градусов и открытия, в первую очередь, прибора плотностного каротажа, который, естественно, будет располагаться по длинной оси, перед установкой бурового/колонкового сверла скважинного инструмента по короткой оси.

[0024] Когда закачиваемая жидкость закачивается под давлением, превышающим гидростатическое, сам пласт может обеспечивать уплотнение вместо глинистой корки, что присутствует при обычных методах втягивания. Поле возрастающего давления, создаваемого закачиваемой жидкостью и искусственно образованными разрывами, представляет собой функцию проницаемости пласта, наряду с вязкостью коллектора и закачиваемой жидкостью. Это поле давления может пересекать и проникать в скважину там, где оно превышает гидростатическое давление вне периметра уплотнительной прокладки. Например, экспериментальные результаты, касающиеся закачиваемой жидкости, обладающей вязкостью от 1 сП, закачиваемой в пласт с проницаемостью 1 Дарси, содержащий нефть с вязкостью 1 сП, с этой консервативной нулевой поверхностной симуляцией на 1 м² области разрывов, продемонстрировали скорость вытекания жидкости, равную 33% от скорости закачивания. В пластах низкой мобильности, содержащих тяжелую нефть, скорость утечки может быть существенно ниже.

[0025] При введении закачиваемой жидкости, горячей воды и/или другой жидкости(тей) в пласт может возникнуть необходимость минимизировать объем вводимых примесей. Например, если значительный объем бурового раствора закачивается перед введением закачиваемой жидкости, проницаемость поверхностей искусственно созданных разрывов может быть нарушена. Объем закачиваемой жидкости, предшествующий введению закачиваемой жидкости, может равняться, например, объему пустоты и объему внутреннего отводного потока скважинного инструмента, направляемого обратно в запорный клапан пласта (позади этого клапана внутренний отводной поток скважинного инструмента может быть спущен). Этот общий объем может составлять около 24 мл, хотя другие объемы также входят в объем настоящего изобретения.

[0026] Также является возможным определить содержание асфальтена в тяжелой нефти в присутствии закачиваемой жидкости путем использования нефтерастворимого красителя и/или растворителя, имеющего пиковую поглощающую способность в диапазоне аппарата оптической спектроскопии скважинного инструмента. Асфальтенный анализ может выявить композиционные градиенты, даже когда растворенный образец нефти является непригодным для обычного лабораторного исследования пластовых флюидов. Закачиваемая жидкость может также быть выбрана на основе, по меньшей мере частично, совместимости с эластомерными компонентами скважинного инструмента, такими как VITON компании DUPONT PERFORMANCE ELASTOMERS L.L.C., CHEMRAZ компании GREEN, TWEED & Co. и/или нитрил, которые, среди прочего, находятся в пределах объема настоящего изобретения. Например, закачиваемая жидкость может представлять собой или содержать сероуглерод и/или диметиловый эфир. Закачиваемая жидкость может также частично или значительным образом состоять из горячей воды, в том числе в случае реализации вариантов, при которых внутренняя отборная камера скважинного прибора содержит воду, нагревающуюся в результате экзотермической химической реакции и/или других внутренних средств. Закачиваемая жидкость может дополнительно или альтернативно включать органические растворители. Примерами закачиваемой жидкости, среди прочих, могут быть один или несколько следующих веществ: толуол, бензол, ксилол, ацетон, пиридин, метиленхлорид, пентан, гексан, гептан, дизельное топливо, керосин и легкие ароматические углеводороды.

[0027] Варианты использования, при которых закачиваемая жидкость частично или значительным образом состоит из сероуглерода, могут быть желательны для применения к сырой нефти. Например, сероуглерод является, главным образом, прозрачным в видимой и ближней инфракрасной областях, определяемых скважинными спектрометрами. Фиг. 1 иллюстрирует график, демонстрирующий спектр дисульфида углерода 105 и два примера нефти 115 и 117. Оба типа нефти обладают гораздо более сильной поглощающей способностью, чем сероуглерод в цветных и углеводородных областях. Поскольку сероуглерод не обладает сильной поглощающей способностью в этой области, спектр нефти, смешанной с сероуглеродом, является сходным со спектром неразбавленной нефти, уменьшенной на постоянную фракцию (т.е. на тот же самый процент при всех длинах волн). Таким образом, концентрации различных компонентов в сырой нефти могут оцениваться путем измерения спектра нефти, растворенной в сероуглероде. Фиг. 2 демонстрирует график, иллюстрирующий спектр 215 образца нефти 115, разбавленной в 10% сероуглероде, и спектр 217 неразбавленной нефти 115, поделенный на 10. Фиг. 2 также демонстрирует спектр 225 образца нефти 117, разбавленной в 10% сероуглероде, и спектр 227 неразбавленной нефти 117, поделенный на 10. Фиг. 2 демонстрирует хорошее соотношение между спектрами разбавленных и неразбавленных образцов нефти (поделенных на 10).

[0028] Если степень разбавления известна, абсолютные концентрации различных компонентов в сырой нефти также могут быть оценены посредством измерения спектра разбавленной нефти. Таким образом, продолжая на примере, показанном на Фиг. 1 и 2, нефть 115 обладает значительно большей поглощающей способностью в цветовом спектре, чем нефть 117. В спектре образцов нефти, разбавленных в сероуглероде, нефть 115 обладает почти на порядок более сильной поглощающей способностью, чем нефть 117, при 500 нм. Поскольку известно, что поглощающая способность в цветовом спектре пропорциональна концентрации асфальтенов и так как эти два вида нефти разводили до одинакового уровня в сероуглероде, данные, продемонстрированные на Фиг. 2, дают возможность предположить, что нефть 115 содержит на порядок больше асфальтенов, чем нефть 117. Это было подтверждено экспериментально.

[0029] Сероуглерод может не обладать функцией поглощения в области, измеряемой с помощью скважинной спектрометрии. Таким образом, степень разбавления не может быть оценена посредством измерения спектра разбавленной нефти. Тем не менее, вместо сероуглерода может быть использован фуран и/или другие материалы таким образом, что закачиваемая жидкость растворяет в достаточной степени сырую нефть и обладает свойством оптического поглощения, что может позволить произвести оценку количества закачиваемой жидкости в образце, извлеченном из пласта. Это может, таким образом, позволить произвести оценку степени разбавления.

[0030] Оптический краситель, который содержит уже измеренное поглощение, может также добавляться в закачиваемую жидкость в известных количествах. Следовательно, количественная оценка красителя путем скважинной спектрометрии может позволить провести точную оценку объема разведения. Такой краситель может растворяться в пластовой нефти и закачиваемой жидкости может быть термически стабильным, и/или может обладать поглощающей способностью на одной или нескольких длинах волн в диапазоне от приблизительно 0,3 до приблизительно 2,5 микрон, например, на длине волны, равной приблизительно 1 микрону. Примерами таких красителей могут являться IRA 980BY, производимый компанией EXCITON, и NIR1031M, производимый компанией QCR SOLUTIONS CORP., хотя другие красители также входят в объем настоящего изобретения.

[0031] Описав аспекты методологии, представленной настоящим изобретением, последующее обсуждение относится к различным механизмам, которые могут быть использованы для реализации одного или более аспектов способов в пределах объема настоящего изобретения. Известно, что бурение скважин часто происходит с целью поиска подземных пластов (также известных как пласты-коллекторы), содержащих высоковостребованные жидкости, такие как нефть, газ или вода. Бурение скважины происходит с помощью надземной или надводной буровой установки, а сам ствол скважины простирается внутри подземного пласта. Скважина может оставаться "открытой" после бурения (то есть, без крепления скважины обсадными трубами) или снабжена обсадной колонкой (также известной под названием лейнер) для формирования "обсаженной" скважины. Обсаженная скважина создается путем вставки цепи соединенных между собой трубчатых секций (т.е. колен) в открытом стволе скважины и закачивания цемента в скважину через центр колонны труб. Цемент вытекает из нижней части колонны труб и возвращается к поверхности через кольцевое пространство, образованное между колонной труб и боковой стенкой ствола скважины. Цемент, таким образом, используется на внешней стороне трубной колонны для фиксации колонны на месте для обеспечения степени структурной целостности, а также для обеспечения уплотнения между пластом и обсадной колонной.

[0032] Фиг. 3 и 4 иллюстрируют устройство опробования пласта в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения. Устройство, демонстрируемое на Фиг. 3 и 4, имеет модульную конструкцию, хотя цельно устройство также находится в пределах объема настоящего изобретения. Устройство А представляет собой скважинный инструмент, который может быть опущен в скважину (не показано) с помощью кабеля (не показан) с целью выполнения, по меньшей мере, части вышеописанной методики. Кабельные соединения со скважинным инструментом А, устройства питания, а также электронное оборудование связи не демонстрируются в целях большей ясности. Линии электропитания и коммуникационные кабели, простирающиеся по всей длине скважинного инструмента А, в общем виде показаны на схеме 8. Эти линии электропитания и коммуникационные кабели известны специалистам в данной области техники и находились в коммерческом использовании в прошлом. Этот тип контрольно-измерительной аппаратуры может устанавливаться в верхней части скважинного инструмента А, примыкающего к кабельному соединению скважинного инструмента А, при этом электрокабели проходят через скважинный инструмент А к различным компонентам устройства.

[0033] Скважинный инструмент A может иметь различные конфигурации гидравлического силового модуля С, модуля E зонда (содержащего по меньшей мере один зонд в сборке 10), мультизондового модуля F (содержащего по меньшей мере один резервуарный зонд 14 и по меньшей мере один горизонтальный зонд в сборке 12), пакерного модуля P, модуля D анализа жидкости, модуля М откачки, модуля N управления потоком и модуля S для проб (два из которых показаны на Фиг. 4). Количество и/или взаимодействие этих и, возможно, других модулей может варьироваться в пределах объема настоящего изобретения.

[0034] Гидравлический силовой модуль C состоит из насоса 16, резервуара 18 и электродвигателя 20 для управления работой насоса 16. Реле 22 низкого давления масла может использоваться для предупреждения оператора установки о низком уровне масла и, как таковой, может быть использован в процессе регулировки работы насоса 16.

[0035] Гидравлический трубопровод 24, соединенный с нагнетательным отверстием насоса 16, может проходить через гидравлический силовой модуль С и входить в соседние модули для использования в качестве гидравлического источника питания. Гидравлический трубопровод 24 может проходить через гидравлический силовой модуль С в модули Е и/или F зондов в зависимости от используемой конфигурации. Гидравлическая система может запираться с помощью трубопровода 26 возврата гидравлической жидкости, который может проходить от модуля Е зонда обратно в гидравлический силовой модуль С, где он может заканчиваться в резервуаре 18.

[0036] Модуль М откачки может использоваться для извлечения жидкости из пласта через модули Е или F зондов или пакерный модуль P и последующей закачки пластовой жидкости в один или несколько модулей S для проб, возможно на фоне буферного раствора в модуле S для проб. Модуль М откачки может также использоваться для перекачки закачиваемой жидкости в пласт через пустоту, созданную в боковой стенке ствола буровой скважины, как описано выше. Модуль М откачки может также использоваться для выведения нежелательных образцов путем откачки жидкости из трубопровода 54 в скважину и/или перекачивания жидкости из скважины в трубопровод 54, например для накачивания сдвоенных пакеров 28 и 30.

[0037] Модуль М откачки может включать насос 92, который может получать питание от гидравлической жидкости из другого насоса 91. Насос 92 может использоваться для извлечения жидкости и/или закачки жидкости из/в трубопровод 54, а также для откачки нежелательных образцов через напорный трубопровод 95. Модуль М откачки, среди прочих функций, может включать устройства управления для регулировки насоса 92 и/или соединения трубопроводов (например, трубопровода 54 с напорным трубопроводом 95). Насос 92 может быть настроен для выкачивания закачиваемой жидкости из модулей S для проб и/или для закачивания пластовой жидкости в модули S для проб. Модуль М откачки может также использоваться для достижения постоянного давления или постоянной скорости закачивания, в том числе для введения закачиваемой жидкости на достаточно высокой скорости и/или при достаточно высоком давлении с целью образования разрывов, как описано выше.

[0038] Зонд 10 модуля Е в сборке может быть статическим или избирательно подвижным относительно скважинного инструмента А. Контроллер 40 может контролировать перемещение зонда 10 в сборке, а также может быть использоваться для подсоединения гидравлических трубопроводов 24 и 26 к дополнительным трубопроводам (например, трубопроводам 42 и 44). Зонд 46 может быть установлен на раме 48, которая является подвижной относительно скважинного инструмента А. Зонд 46 также может быть подвижным по отношению к раме 48. Такие относительные движения могут также управляться контроллером 40, который, например, может направить жидкость из трубопроводов 24 и 26 выборочно в трубопроводы 42, 44 таким образом, чтобы направить зонд 46 и/или раму 48 на внешний контакт с боковой стенкой ствола скважины, прилегающей к сформированной там пустоте, как описано выше. Выдвижение зонда 46 и/или рамы 48 может направить зонд 46 к боковой стенкой ствола скважины, что может быть достаточным для прижатия уплотнительной прокладки зонда 46 (например, эластомерного кольца) к боковой стенке ствола скважины вокруг отверстия пустоты, образованной в боковой стенке ствола скважины, создавая тем самым уплотнение между скважиной и зондом 46 вокруг отверстия пустоты. Функционирование зондов 12 и 14 может быть значительно сходным с функционированием зонда 10.

[0039] Трубопровод 54 может проходить от зонда 46 в модуле Е зонда к внешней периферии 32 в точке между пакерами 28 и 30 через примыкающие модули и в модули S для проб. Таким образом, вертикальный зонд 10 и резервуарный зонд 14 могут позволить пластовым жидкостям проникнуть в пробоотборный трубопровод 54, возможно с прохождением одного или нескольких резистивных датчиков 56, датчика давления 58 и устройства для предварительного тестирования 59, в зависимости от желаемой конфигурации. Трубопровод 64 может также позволять пластовым жидкостям попадать в трубопровод 54. Модуль F зонда может иметь запорный клапан 62 в сторону течения от резистивного датчика 56, ограничивающий внутренний объем трубопровода, например, с целью повышения точности динамических измерений, выполненных датчиком давления 58. Запорный клапан 62 также может быть открыт для того, чтобы открыть поток в другие модули через трубопровод 54.

[0040] Первоначально полученные образцы пластовой жидкости могут быть загрязнены, например, глинистой коркой и/или фильтратом. Такие примеси могут быть удалены из потока пробы до момента сбора образцов. Таким образом, модуль М откачки может быть использован для первоначальной очистки загрязненной жидкости, извлекаемой из пласта.

[0041] Модуль D анализа жидкости может содержать оптический анализатор флюидов 99, который может быть использован как описано выше. В процессе промывки загрязнения из скважинного прибора А пластовая жидкость может продолжать прохождение через пробоотборный трубопровод 54, проходящий через прилегающие модули, возможно, включая модуль D анализа жидкости, модуль М откачки, модуль N управления потоком и любое количество модулей S для проб, которые могут включаться в скважинный инструмент А. Пробоотборный трубопровод 54 может проходить через всю длину различных модулей, также могут присутствовать несколько модулей S для проб. Другая возможность предусматривает оснащение единичного модуля S для проб множеством небольших камер для проб малого диаметра, например, путем размещения таких камер стенка к стенке и, возможно, на одинаковом расстоянии от оси модуля S для проб.

[0042] Модуль N управления потоком может включать датчик 66 потока, контроллер 68 потока, поршень 71, резервуары 72, 73 и 74, а также выборочно регулируемый клапан 70. Заданный размер пробы может быть получен при определенной скорости потока с использованием описанного выше оборудования. Модули S для проб могут быть использованы, таким образом, для отбора одного или нескольких образцов жидкости, проходящей через трубопровод 54. Если один или более модулей S для проб являются мультипробными, модуль N управления потоком может также регулировать частоту отбора проб. Например, может открываться клапан 80, а также другие клапаны 62, 62А или 62В (в зависимости от того, какой клапан является регулирующим для модуля для проб) для направления пластовой жидкости через модуль для проб в трубопровод 54, а также в полость 84с для сбора проб в камере 84 модуля S для проб. Затем клапан 80 может закрываться с целью изоляции пробы, а регулирующий клапан модуля S для проб может закрываться для закрытия выборочного отводного трубопровода 54. Камера 84 может содержать полость 84с для сбора проб, а также нагнетательную/буферную полость 84p. Скважинный инструмент A может затем быть перемещен в другое место, и процесс может повторяться.

[0043] Дополнительные пробы могут храниться в любом количестве в дополнительных модулях S для проб. Например, при наличии двух модулей S для проб (как показано на Фиг. 4), после наполнения полости 84с для сбора проб верхнего модуля S для проб путем регулирования клапана 80, другой образец может быть помещен на хранение в полость 90с для сбора проб в камере 90 нижнего модуля S для проб посредством открытия клапана 88, соединенного с полостью 90с для сбора проб. Камера 90 может также содержать нагнетательную/буферную полость 90p. Следует отметить, что каждый модуль S для проб может содержать свой собственный узел управления, как изображено на Фиг. 4 под номерами 100 и 94.

[0044] Одна или более полостей 84c и 90c для сбора проб также могут подавать закачиваемую жидкость для понижения вязкости с поверхности для введения в пласт через боковую стенку пустоты. Различные компоненты других модулей (например, одного или нескольких из вышеописанных насосов, трубопроводов и клапанов) затем могут быть использованы для введения закачиваемой жидкости из полости 84c/90c для сбора проб в пласт. Один или несколько модулей S для проб также могут содержать нагреватель 89 для нагрева закачиваемой жидкости и/или образца пластовой жидкости в полости 84c/90c для сбора проб. Такое нагревание может быть резистивным, химическим и/или иным.

[0045] Буферная жидкость, такая как скважинная жидкость максимального давления, может применяться к задним стенкам поршней в камерах 84 и 90 для поддержания контроля давления пластовой жидкости, доставляемой в модули S для проб. Например, клапаны 81 и 83 могут открываться, а насос 92 модуля М откачки может перекачивать жидкость в трубопровод 54 под давлением, превышающим давление ствола скважины. Это действие может ослабить или уменьшить импульс давления или "шоковое" состояние, испытываемое во время откачивания. Этот "низкошоковый" способ отбора проб может быть использован для получения образцов жидкости из рыхлых пластов и может позволить выведение пробной жидкости под повышенным давлением с помощью насоса 92.

[0046] Отдельные модули скважинного инструмента А могут быть сконструированы таким образом, чтобы позволить осуществить быстрое подключение/отключение друг к другу или друг от друга. Во избежание наличия точек накопления примесей между модулями могут использоваться сливные соединения вместо соединений типа "выступ-впадина".

[0047] Управление потоком во время отбора проб может позволить использовать различные скорости потока. В ситуациях с низкой проницаемостью такое управление потоком может помочь предотвратить забор пластовой жидкости при давлениях ниже давления насыщения и/или точки осаждения асфальтенов.

[0048] Фиг. 5 иллюстрирует схематическое изображение, по меньшей мере, части скважинного инструмента 212 в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения. Скважинный инструмент 212 может в значительной мерой походить на скважинный инструмент А, изображенный на Фиг. 3 и 4, при наличии возможных исключений и/или дополнений, описанных ниже. Например, несмотря на то, что один или более компонентов и/или особенностей скважинного инструмента А, изображенных в Фиг. 3 и 4, могут отсутствовать в изображении скважинного инструмента 212, показанного на Фиг. 5, следует понимать, что скважинный инструмент 212 может в действительности включать такие компоненты и/или особенности скважинного инструмента А в пределах настоящего изобретения. Скважинный инструмент 212, показанный на Фиг. 5, также может быть объединен или использован иначе в сочетании со (например, в том же буровом снаряде) скважинным инструментом А, показанным на Фиг. 3 и 4. Таким образом, несмотря на то, что одно или более из компонентов и/или особенностей скважинного инструмента 212, показанного на Фиг. 5, могут не отображаться в скважинном инструменте А, показанном на Фиг. 3 и 4, следует понимать, что скважинный инструмент А может в действительности содержать такие компоненты и/или особенности скважинного инструмента 212 в пределах настоящего изобретения.

[0049] Скважинный инструмент 212 может быть подвешен с помощью кабеля 213 внутри колонны труб 211, обсаживаемых ствол скважины 210 и поддерживаемых цементом 210b. Для определения смещения кабеля 213 по отношению к опорному механизму на поверхности (например, ролик блока) и, следовательно, определения глубины скважинного инструмента 212 могут использоваться глубинные манометры. Длина кабеля может регулироваться с помощью соответствующих средств на поверхности, например, барабана и механизма лебедки (не показан). Глубина может также или альтернативно быть определена с помощью электрических, ядерных и/или других датчиков, которые могут коррелировать глубину с предыдущими измерениями, выполненными в скважине и/или трубной колонне 211. Электронные схемы на поверхности (не показано) могут управлять коммуникационными линиями и схемами обработки скважинного инструмента 212.

[0050] Скважинный инструмент 212 состоит в целом из цилиндрического корпуса 217, содержащего продольную полость 228, который содержит внутренний корпус 214 и электронику. Скважинный инструмент 212 содержит, кроме того, уплотнительную прокладку 217b, а также один или более поршней 215 и/или других средств, используемых для прижимания уплотнительной прокладки 217b к трубной колонне 211, например, для установления герметичного уплотнения между скважинным инструментом 212 и трубной колонной 211. Один или более поршней 215 и/или аналогичных средств могут дополнительно или альтернативно использоваться для сохранения неподвижности скважинного инструмента 212 относительно трубной колонны 211. Уплотнительная прокладка 217b и/или один или более поршней 215 могут по существу походить на соответствующие компоненты скважинного инструмента А, показанного на Фиг. 3 и 4.

[0051] Внутренний корпус 214 может регулироваться для перемещения вдоль продольной оси скважинного инструмента 212 внутри полости 228, например, при помощи поршня и/или другого привода 216. Такое движение внутреннего корпуса 214 может быть использовано для расположения средства для создания вышеописанной пустоты боковой стенки в соответствие с каналом 212а, распространяющимся через центральную часть уплотнительной прокладки 217b. Канал 212а может иметь гидравлическое сообщение с полостью 228, например, через отверстие 228a, проходящее через стенку корпуса 214.

[0052] Скважинный инструмент 212 также включает гибкий вал 218, используемый для передвижения внутри трубчатого направляющего канала 214b. Направляющий канал 214b проходит через корпус 214 от приводного электродвигателя 220 к отверстию 228а в корпусе 214. Гибкий вал 218 состоит из бурового сверла 219, вращающегося за счет гибкого вала 218 вследствие вращения приводного электродвигателя 220. В качестве альтернативы, вместо бурового сверла 219 может использоваться колонковое сверло. Приводной двигатель 220 может закрепляться во внутреннем корпусе 214 с помощью кронштейна 221, который сам по себе может закрепляться на преобразовательном двигателе 222. Преобразовательный двигатель 222 используется для перемещения приводного двигателя 220, например, путем поворота резьбового вала 223 внутрь стыкуемой гайки в кронштейне 221. Преобразовательный двигатель 222 таким образом имеет возможность сообщать продольную силу (например, нагрузку на сверло) приводному двигателю 220 и гибкому валу 218, тем самым регулируя проникновение бурового сверла 219 в трубную колонну 211, цемент 210b и пласт. Такая конфигурация может обеспечить создание пустот в боковой стенке скважины, которые существенно глубже диаметра скважинного инструмента 212. Тем не менее, другие средства для создания пустот в боковой стенке ствола скважины также входят в объем настоящего изобретения, в том числе для создания пустот, которые не являются такими же глубокими, как диаметр скважинного инструмента 212.

[0053] Внутренний корпус 214 может также включать трубопровод 224 в гидравлическом сообщении с полостью 228 (которое может подвергаться воздействию пластового и/или скважинного давления в процессе эксплуатации) и основной трубопровод (не показан), проходящий через длину скважинного инструмента 212, что может позволить подсоединить скважинный инструмент 212 к одной или более камер для проб, таких, как те, которые были описаны выше со ссылкой на Фиг. 3 и 4.

[0054] Внутренний корпус 214 также может включать кассету, барабан и/или другие средства (совместно именуемые далее как "кассета 226"), содержащие заглушки для закупоривания пустот боковой стенки после их использования. Например, поршень 216 может сдвигать внутренний корпус 214 с целью перемещения кассеты 226 в положение, совмещая поршень и/или другой приводной механизм 225 с отверстием 228а, каналом 212а и/или пустотами боковой стенки. Поршень 225 может затем направлять заглушку из кассеты 226 в трубную колонну 211, приводя, таким образом, к повторной закупорке пустоты боковой стенки. Один или более поршней 215 затем могут втягиваться, и скважинный инструмент 212 может перемещаться внутри скважины для повторения указанной последовательности действий.

[0055] Фиг. 6 иллюстрирует схематическое изображение подобного скважинного инструмента 300, настроенного для выполнения сходной операции в каротажной скважине. Скважинный инструмент 300 может значительным образом походить на скважинный инструмент А, показанный на Фиг. 3 и 4, и/или скважинный инструмент 212, показанный на Фиг. 5, при наличии возможных исключений и/или дополнений, описанных ниже. Например, несмотря на то, что один или более из компонентов и/или особенностей скважинного инструмента А, показанного на Фиг. 3 и 4, и/или скважинного инструмента 212, показанного на Фиг. 5, не продемонстрированы на скважинном инструменте 300, показанном на Фиг. 6, следует понимать, что скважинный инструмент 300 может в действительности включать такие компоненты и/или особенности скважинного инструмента А и/или скважинного инструмента 212 в пределах настоящего изобретения. Скважинный инструмент 300, показанный на Фиг. 6, также может объединяться или иначе использоваться в сочетании (например, в одном и том же буровом инструменте) со скважинным инструментом А, показанным на Фиг. 3 и 4, и/или скважинным инструментом 212, показанным на Фиг. 5. Таким образом, несмотря на то, что одно или более компонентов и/или особенностей скважинного инструмента 300, показанного на Фиг. 6, может быть не изображено на скважинном инструменте А, показанном на Фиг. 3 и 4, и/или скважинном инструменте 212, показанном на Фиг. 5, следует понимать, что скважинный инструмент А и/или скважинный инструмент 212 может действительно включать такие компоненты и/или особенности скважинного инструмента 300 в пределах объема настоящего изобретения.

[0056] Скважинный инструмент 300 предназначен для перемещения внутри скважины 306 с прохождением в подземный пласт 305. Например, скважинный инструмент 300 может иметь корпус 301 и предназначен для перемещения внутри скважины 306 по кабелю W, бурильной колонне (то есть, перемещаться во время бурения) и/или другой трубной колонне.

[0057] Скважинный инструмент 300 содержит зонд 307 в сборке и один или более поршней и/или других средств 311, используемых для закрепления и/или иного направления зонда 307 в сборке к боковой стенке ствола скважины 312, в том числе примыкающей пустоте 310, созданной в боковой стенке скважины 312, как описано выше. Зонд 307 в сборке (также называемый просто "зонд") может подаваться в корпусе инструмента 301 и используется для герметизации части 314 боковой стенки скважины 312. Один или несколько поршней и/или других приводов 316 могут использоваться для перемещения зонда 307 между втянутым положением (не показано) для передвижения внутри скважины 306 и развернутым положением (как показано на Фиг. 6) для герметизации части боковой стенки 314. Скважинный инструмент 300 может также иметь гидравлическую систему и/или другой контролируемый источник энергии, используемый для питания одного или более приводов 316. Зонд 307 также имеет сжимаемую уплотнительную прокладку 324, соединенную с пластиной 326, помещенной с помощью одного или более приводов 316, и, таким образом, используется для создания уплотнения между боковой стенкой ствола скважины 312 и пластом 305 вокруг отверстия пустоты 310. Зонд 307, кроме того, используется для оказания механического давления на часть 314 боковой стенки скважины 312, примыкающую к пустоте 310 в боковой стенке скважины 312.

[0058] Как и скважинный инструмент 212, показанный на Фиг. 5, скважинный инструмент 300 содержит гибкий буровой вал 309. Гибкий вал 309 включает в себя буровое или колонковое сверло 308 и может приводиться в движение двигательной установкой 302. Гибкий вал 309 может быть таким образом повернут во время своего выдвижения из скважинного инструмента 300 в пласт 305, тем самым создавая пустоту 310 в боковой стенке скважины 312. Как показано на Фиг. 6, гибкий вал 309 может выдвигаться через центральное отверстие в уплотнительной прокладке 324 таким образом, что в закупоренной части 314 боковой стенки скважины 312 может создаваться пустота 310, одновременно окруженная уплотнительной прокладкой 324.

[0059] Скважинный инструмент 300 может также иметь трубопровод 318, гидравлически сообщающийся с пластом 305 через пустоту 310, с помощью каналов 320 и 322, созданных одним или несколькими приводными механизмами 316 и уплотнительной прокладкой 324. Таким образом, трубопровод 318 может пропускать жидкость из пласта 305 в скважинный инструмент 300. Каналы 320 и 322 могут рассматриваться в качестве выдвижных компонентов трубопровода 318. Скважинный инструмент 300 может также иметь поршень 315 предварительного тестирования, соединенный с трубопроводом 320 и используемый для выполнения предварительных испытаний.

[0060] Скважинный инструмент 300 также может иметь насос 303, используемый для закачки пластовой жидкости в скважинный инструмент 300 через трубопровод 318, а также одну или несколько камер 321 для проб. Одна или несколько камер 321 для проб могут первоначально содержать вышеописанную закачиваемую жидкость для введения в пласт 305 через пустоту 310, а также могут получать жидкость, извлеченную из пласта 305 (например, с помощью насоса 303). Если одна или более камер 321 для проб первоначально содержат вышеописанную закачиваемую жидкость, и как только закачиваемая жидкость распространилась в пласте 305, та же самая камера 321 для проб и/или другая камера 321 для проб могут принимать полученную смесь закачиваемой жидкости и нефти пониженной вязкости из пласта 305.

[0061] Скважинный инструмент 300 может также иметь один или несколько инструментов, используемых для измерения давления и/или других свойств или характеристик пласта 305, и/или один или более инструментов, используемых для анализа жидкости, отобранной из пласта 305 в скважинный инструмент 300, в том числе включая вышеописанный оптический спектрометр и/или другой анализатор(ы) жидкости. Как и в случае со скважинным инструментом 212, показанным на Фиг. 5, после создания пустоты 310 трубопровод 318 может закачивать жидкость, отобранную из пласта 305, в такие инструменты скважинной оценки и/или для хранения до тех пор, пока скважинный инструмент 300 не извлечен на поверхность.

[0062] Такая оценка пласта и отбор проб могут выполняться с использованием нескольких пустот 310 на нескольких глубинах. Одна или более пустот 310 могут быть сформированы для прохождения через поврежденные зоны, окружающие скважину 306, в зону связанной жидкости пласта 305.

[0063] Фиг. 7 иллюстрирует схематическое изображение подобного скважинного инструмента 711, предназначаемого для подобной операции в обсаженной или необсаженной скважине. Скважинный инструмент 711 может быть по существу похож на скважинный инструмент А, показанный на Фиг. 3 и 4, скважинный инструмент 212, показанный на Фиг. 5, и/или скважинный инструмент 300, показанный на Фиг. 6, при наличии возможных исключений и/или дополнений, описанных ниже. Например, несмотря на то, что многие из компонентов и/или особенностей скважинного инструмента А, как показано на Фиг. 3 и 4, скважинного инструмента 212, показанного на Фиг. 5, и/или скважинного инструмента 300, показанного на Фиг. 6, не отображены в скважинном инструменте 711, показанном на Фиг. 7, следует учитывать, что скважинный инструмент 711 может в действительности включать такие компоненты и/или особенности скважинного инструмента А, скважинного инструмента 212 и/или скважинного инструмента 300 в пределах настоящего изобретения. Скважинный инструмент 711, показанный на Фиг. 7, также может быть объединен или иначе использован в сочетании (например, в одном и том же буровом снаряде) со скважинным инструментом А, показанным на Фиг. 3 и 4, скважинным инструментом 212, показанным на Фиг. 5, и/или скважинным инструментом 300, показанным на Фиг. 6. Таким образом, несмотря на то, что одно или более компонентов и/или особенностей скважинного инструмента 711, показанного на Фиг. 7, могут не отображаться в скважинном инструменте А, показанном на Фиг. 3 и 4, скважинном инструменте 212, показанном на Фиг. 5, и/или скважинном инструменте 300, показанном на Фиг. 6, следует понимать, что скважинный инструмент А, скважинный инструмент 212 и/или скважинный инструмент 300 могут в действительности включать такие компоненты и/или особенности скважинного инструмента 711 в пределах настоящего изобретения.

[0064] Скважинный инструмент 711 может использоваться для извлечения керна 723 с целью формирования вышеописанных пустот боковых стенок. Керн 723 может быть утилизирован (например, в скважину 717) или отобран для проведения анализа в скважинном инструменте 711 и/или на поверхности. То есть, керн 723 может содержать, по меньшей мере, некоторое количество чистой нефти в порах пласта 725, особенно если пластовая нефть обладает очень низкой подвижностью. Таким образом, скважинный инструмент 711 может использоваться не только для выполнения вышеописанного процесса закачивания жидкости в пласт 725 для понижения вязкости нефти в нем, а также для последующего отбора проб обработанной нефти и для получения проб, непосредственно представляющих нефть, содержащуюся в пласте. Например, керн 723 может обеспечить аликвоту пластовой нефти, имеющей состав, который может раскрыть важные характеристики коллектора. Скважинный инструмент 711 может дополнительно использоваться для анализа такой аликвотной скважины или сохранить его для анализа на поверхности. Скважинный инструмент 711 может также использоваться для анализа одного или нескольких свойств керна 723, которые имеют отношение к мобилизации нефти в коллекторе, в котором был сформирован керн.

[0065] В целях ясности, на Фиг. 7 отображены только несколько деталей. Как и в других каротажных геофизических исследованиях скважин, скважинный инструмент 711 может иметь один или более датчиков, используемых для получения геофизических измерений, и скважинный инструмент 711 подключают к кабелю 713, который, как и в примерах с кабелем, описанных выше, может являться или включать кабель питания и/или передачи данных, соединяющие скважинный инструмент 711 с наземной установкой сбора и/или обработки данных 715. Скважинный инструмент 711 опускается в скважину 717 для забора жидкости и, возможно, образцов керна из области, прилегающей к скважине 717.

[0066] Скважинный инструмент 711 может включать множество модулей и/или инструментов 731, 741, 751, 761, 771 и 781, которые могут присоединяться посредством шины 793 к телеметрическому блоку 791. Телеметрический блок 791, в свою очередь, может присоединяться к кабелю 713 для приема и передачи данных и управляющих сигналов между инструментами и наземной установкой 715. Находясь в скважине 717, модули и/или инструменты 731, 741, 751, 761, 771 и/или 781 могут накапливать и посылать данные наземной установке 715 через кабель 713. Эти данные могут относиться к одному или нескольким геологическим пластам 725, через которые проходит скважинный инструмент 711.

[0067] Модули и/или инструменты скважинного инструмента 711 могут иметь отделение 751 управления, отделение 761 для хранения жидкости, боковой грунтонос 771, отделение 731 анализа кернов, отделение 741 для хранения керна, а также охладительное отделение 781 для хранения. Один или более из этих модулей и/или инструментов могут использоваться для выполнения вышеописанного процесса закачивания жидкости в пласт 725 с целью уменьшения вязкости нефти в нем и последующего отбора пробы полученной смеси пластовой нефти и закачиваемой жидкости.

[0068] Боковой грунтонос 771 может использоваться для получения нескольких керновых образцов из боковой стенки 723 и/или для формирования множества боковых пустот во время одного вхождения в скважину 717. Например, когда боковой грунтонос 771 помещается на выбранную глубину в пределах скважины 717, может применяться колонковое сверло 721 для извлечения кернов 723 через боковую стенку ствола скважины 717. Боковой грунтонос 771 и/или другая часть скважинного инструмента 711 могут иметь один или более соединительных кронштейнов и/или другие приводы 726, используемые для стабилизации скважинного инструмента 711 или, по крайней мере, бокового грунтоноса 771 в скважине 717 в процессе функционирования колонкового сверла 721. Боковой грунтонос 771 может транспортировать полученный образец керна 723 в отделение 731 анализа керна или в отделение 741 для хранения кернов. В качестве альтернативы или дополнительного действия, один или более таких керновых образцов 723 могут быть просто помещены обратно в скважину 717.

[0069] Отделение 731 анализа кернов может иметь один или более датчиков 735, которые используются для проведения тестирования образца керна 723. Один или более датчиков 735 могут присоединяться шиной 793 к телеметрическому блоку 791 для передачи данных на наземную установку 715 через кабель 713. Отделение 731 анализа кернов может дополнительно или альтернативно включать камеру 737 обработки керновых образцов для извлечении пластовой нефти и/или другой жидкости(ей) из одного или более кернов 723 и/или для выполнения анализа извлеченной пластовой нефти и/или другой жидкости(ей). При таком извлечении может использоваться нагрев и/или растворитель, в том числе, возможно, растворитель, закачиваемый в пласт для уменьшения вязкости нефти в нем. В процессе осуществления такого извлечения дополнительно или альтернативно может использоваться дробилка.

[0070] Извлеченная пластовая нефть и/или другая жидкость(и) могут передаваться в камеру 763 хранения жидкости, расположенную в отделении 761 хранения жидкости, которое может содержать несколько таких камер 763. Отделение 761 для хранения жидкости может также содержать двунаправленный насос и/или другое средства 767 передачи жидкости, используемые для организации циркуляции жидкости между отделением 761 для хранения жидкости и отделением 731 для анализа керна. Дополнительно или альтернативно, могут быть предусмотрены один или более скважинных датчиков (не показаны) в сочетании с отделением 761 для хранения жидкости с целью анализа добываемой пластовой нефти и, возможно, определения одного или нескольких физических свойств, таких как плотность, вязкость, и фазовых границ и/или химического состава. Например, такие скважинные датчики могут включать в себя средства оптической спектрометрии, как описано выше.

[0071] Отделение 741 для хранения керна используется для хранения одного или более кернов 723. Например, каждый керн 723 может быть отдельно изолирован от скважинных жидкостей в индивидуальном контейнере 743. Такие индивидуальные контейнеры 743 могут использоваться для получения (внутри скважины или на поверхности) жидкости, поученной из керна 723, которая может характеризовать пластовую нефть и/или другую пластовую жидкость(и).

[0072] В отделении 741 для хранения керна может поддерживаться желаемый уровень температуры с помощью охладительного отделения 781 для хранения. Такое охлаждение может быть использовано для получения (в скважине или на поверхности) жидкости, полученной из керна 723, которая может характеризовать пластовую нефть и/или другую пластовую жидкость(и).

[0073] Отделение 751 управления используется для управления, по меньшей мере, некоторыми операциями множества модулей и/или инструментов 761, 771, 731, 741 и/или 781 с помощью команд, полученных от наземной установки 715 и/или от оператора на поверхности. Отделение 751 управления может управлять некоторыми операциями модулей и/или инструментов 761, 771, 731, 741 или 781 с помощью алгоритмов обратной связи, реализуемых с помощью кода, выполняемого контроллером (не показан), расположенным в отделении 751 управления. Таким образом, например, сигнал, генерируемый одним или несколькими датчиками скважинного инструмента 711, может быть проанализирован, и один или более скважинных приводов и/или других механизмов или устройств могут направляться и/или эксплуатироваться на основании такого сигнала.

[0074] Несмотря на то, что Фиг. 2-7 схематически изображают примерные варианты осуществления в контексте канатных работ в скважине, необходимо полагать, что способы и/или устройства в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения не ограничиваются размещением при помощи кабелей, но могут размещаться любым другим способом, например, посредством гибкой трубы, бурильной трубы, сигналопроводящей бурильной трубы, троса и других. Например, Фиг. 8 и 9 схематически изображают примерную организацию системы буровой площадки, которая также может использоваться для реализации одного или более аспектов настоящего изобретения. В частности, система буровой площадки может использоваться для введения растворителя и/или другой жидкости в часть пласта для снижения вязкости содержащихся в нем углеводородных жидкостей с последующим извлечением из пласта смеси закачиваемой жидкости и обработанной пластовой жидкости. Буровая площадка может быть наземной (как показано) или надводной.

[0075] В системе на Фиг. 8 скважина 811 пробурена через подземные пласты с помощью роторного бурения способом, хорошо известным в данной области техники. Тем не менее, настоящее изобретение также предусматривает другие примеры, используемые в связи с устройством наклонно-направленного бурения и соответствующими способами.

[0076] Как показано на Фиг. 8, пустотелая колонна 812, подвешиваемая внутри буровой скважины 811, может содержать компоновку низа бурильной колонны ("КНБК") 850 вблизи ее нижнего конца. В соответствии с изображением, на своем нижнем конце КНБК 850 может иметь буровую головку 855, хотя бурильные трубы и/или другие пустотелые колонны, не содержащие буровой головки, также могут рассматриваться. Поверхностная часть системы буровой площадки включает в себя платформу и узлы 810 вышки, расположенные над скважиной 811. Узел 810 может содержать ротор 816 буровой установки, ведущую трубу 817, крюк 818 и поворотный шарнир 819. Пустотелая колонна 812 может поворачиваться с помощью ротора 816 буровой установки, управление которым осуществляется хорошо известными способами без необходимости их демонстрации. Ротор 816 буровой установки входит в сцепление с ведущей трубой 817 на верхнем конце пустотелой колонны 812. Пустотелая колонна 812 подвешивается на крюк 818. Крюк 818 прикрепляется к талевому блоку (не показано) через ведущую трубу 817 и вертлюг 819, что позволяет вращать пустотелую колонну 812 относительно крюка 818. Как хорошо известно, для вращения пустотелой колонны 812 вместо ведущей трубы 817 и ротора 816 буровой установки может альтернативно использоваться одна из бурильных систем верхнего привода (не показано) на поверхности.

[0077] В примере на Фиг. 8 поверхностная система может дополнительно включать буровой раствор ("мад") 826, хранящийся в резервуаре или колодце 827, образованном на буровой площадке. Насос 829 может подавать буровой раствор 826 к внутренней части пустотелой колонны 812 через отверстие в вертлюге 819, в результате чего буровой раствор 826 стекает вниз через пустотелую колонну 812, как указано стрелкой 808. Буровой раствор 826 выходит из пустотелой колонны 812 через промывочные каналы или сопла ("струйники") в буровом долоте 855, а затем циркулирует вверх через кольцевое пространство между наружной стороной пустотелой колонны и боковой стенкой ствола скважины, как показано стрелками 809. Таким образом, буровой раствор 826 может смазывать бурильное сверло 855 и выносить обломки выбуренной породы на поверхность, после чего буровой раствор 826 может быть очищен и возвращен в колодец 827 для повторной циркуляции. Как упоминалось выше, бурильное сверло 855 может не использоваться, и компоновка низа бурильной колонны 850 может опускаться через систему труб, отличных от бурового снаряда, и в этом случае система промывки скважины буровым раствором может все еще быть действующей в ходе выполнения операций тестирования/отбора проб в соответствии с одним или более аспектами настоящего изобретения.

[0078] Компоновка низа бурильной колонны 850 может содержать модуль 870 каротажа во время бурения (МКБ), модуль 880 для измерений во время бурения (МИБ), ротороуправляемую систему направленного бурения и гидроприводной двигатель (вместе 860), а также бурильное сверло 855. МКБ модуль 870 может размещаться в утяжеленной бурильной трубе специального типа, используемой в данной области, и иметь один или более каротажных инструментов. Кроме того, следует понимать, что возможно использование более чем одного МКБ модуля, как представлено, например, 870A. Таким образом, ссылки на один из модулей в положении МКБ модуля 870 могут альтернативно или дополнительно означать модуль в положении МКБ модуля 870A. МКБ модуль 870 может включать в себя возможности для измерения, обработки и хранения информации, а также для связи с МИБ 880. Например, МКБ модуль 870 может включать в себя один или более процессоров и/или других контроллеров, предназначенных для осуществления одного или нескольких аспектов описанных здесь методов. Аналогичным образом, МКБ модуль 870 может использоваться для закачивания и/или отбора проб жидкости в пласт и/или из пласта.

[0079] МИБ модуль 880 может также размещаться в утяжеленной бурильной трубе специального типа, используемой в данной области, и может включать в себя одно или более устройств для измерения характеристик пустотелой колонны 812 и/или бурового сверла 855. МИБ модуль 880 может дополнительно иметь устройство (не показано), вырабатывающее электрическую энергию для скважинной части системы буровой площадки. Такое устройство может иметь турбогенератор, питаемый с помощью потока бурового раствора 826, при этом подразумевается, что могут также использоваться другие источники энергии и/или системы батарейного питания, находящиеся в пределах настоящего изобретения. МИБ модуль 880 может включать один или более следующих типов измерительных приборов: устройство измерения осевой нагрузки на сверло, измеритель момента вращения, устройство измерения вибрации, устройство измерения ударной нагрузки, устройство измерения неравномерного вращения, устройство измерения направления и устройство измерения наклона. МИБ модуль 880 может включать возможности для измерения, обработки и хранения информации, а также для связи со станцией 890 каротажа и управления. Станция 890 каротажа и управления может иметь контроллер, обладающий интерфейсом, предназначенный для приема команд от оператора на поверхности.

[0080] Упрощенная схема одного из устройств, используемых во время бурения (например, МКБ инструмента 870 на Фиг. 8), изображается на Фиг. 9. Как показано на Фиг. 9, МКБ инструмент 870 может иметь стабилизатор, включающий одну или несколько лопастей 923, предназначенных для контакта с боковой стенкой ствола скважины 811. МКБ инструмент 870 может также иметь один или более поршней и/или приводов 981, используемых для придания усилия уплотнительной прокладке 906 и/или другой части МКБ инструмента 870 с целью контакта с боковой стенкой скважины 811. Такое действие по вдавливанию уплотнительной прокладки 906 в боковую стенку ствола скважины 811 может быть выполнено после формирования пустоты 902 в боковой стенке. Такая пустота может создаваться любым из вышеописанных способов или иным способом в рамках настоящего изобретения, например, путем выдвижения вращающегося бурового или колонкового сверла в боковой стенке. Средства, используемые для создания пустоты 902, могут быть частью МКБ инструмента 870, другой частью пустотелой колонны 812 и/или другими средствами.

[0081] Уплотнительная прокладка 906 может выступать из лопастей стабилизатора 923 на МКБ модуле 870 или быть настроена иным образом при вступлении в контакт с боковой стенкой ствола скважины 811, избирательно закупоривать или изолировать часть боковой стенки таким образом, чтобы иметь жидкостное сообщение с соседним пластом 920 и/или обеспечить сжатие или механическое давление вокруг пустоты 902, как описано выше. После того как уплотнительная прокладка 906 гидравлически соединяется с прилегающим пластом 920, могут быть проведены различные измерения, такие как, например, измерение предтестовых параметров или параметров давления. Насос 975 МКБ инструмента 870 может использоваться для введения растворителя, красителя и/или другой жидкости в пласт 920 с последующим извлечением смеси закачиваемой жидкости и пластовой жидкости, образовавшейся в результате, в МКБ инструмент 870. При извлечении жидкости из пласта 920 жидкость может быть выпущена в скважину 811 через канал (не показан) или отправлена в одну или более внутренних камер 904. Дополнительно, МКБ инструмент 870 может содержать модуль 970 анализа жидкости, через который может протекать смесь жидкостей, полученная из пласта 920, возможно для измерения свойств извлеченной смеси жидкостей.

[0082] МКБ инструмент 870 может также иметь систему 980 внутрискважинного управления, выполненную с целью управления работой МКБ инструмента 870. Например, система 980 внутрискважинного управления может быть настроена на управление закачиванием жидкости в пласт 920 и/или извлечением полученной смеси жидкостей из пласта 920, с возможностью контроля скорости откачки насоса 975. Система 980 скважинного управления может также быть настроена для осуществления анализа и/или обработки данных, полученных, например, из модуля 970 анализа жидкости или других скважинных датчиков (не показаны), и, возможно, для хранения и/или передачи измерений или обработанных данных на поверхность для последующего анализа. Например, система 980 скважинного управления может включать в себя процессор, предназначенный для реализации одного или нескольких аспектов способов, описанных в данном документе.

[0083] Фиг. 10 демонстрирует блок-схему примерной системы 1000 обработки, способной выполнять примерные машиночитаемые инструкции, используемые для реализации одного или более способов, и/или процессов, описанных здесь, и/или внедрения примерных скважинных инструментов, описанных здесь. Система 1000 обработки может представлять собой или содержать, например, один или более процессоров, один или более контроллеров, одно или более специализированных вычислительных устройств, один или несколько серверов, один или несколько персональных компьютеров, один или более персональных цифровых помощников (ПЦП), один или несколько смартфонов, одно или несколько устройств для доступа в Интернет и/или любые другие типы вычислительных устройств. Кроме того, при наличии возможности внедрения полноты системы 1000, показанной на Фиг. 10, в пределах скважинного инструмента предполагается, что одно или более компонентов или функции системы 1000 могут быть реализованы в наземном оборудовании, в том числе наземном оборудования, описанном выше.

[0084] Система 1000 содержит процессор 1012, такой как, например, программируемый универсальный процессор. Процессор 1012 включает в себя локальную память 1014 и выполняет закодированные инструкции 1032, присутствующие в локальной памяти 1014 и/или в другом устройстве памяти. Процессор 1012, помимо прочего, может выполнять машиночитаемые команды для выполнения способов и/или процессов, описанных здесь. Процессор 1012 может представлять собой, содержать или реализовываться в виде любого типа процессора, например, одного или нескольких микропроцессоров INTEL, одного или нескольких микроконтроллеров семей микроконтроллеров ARM и/или PICO, одного или нескольких встроенных конфигурируемых/аппаратных процессоров в одном или более ППВМ и т.д. Конечно, другие процессоры от других семей также являются подходящими.

[0085] Процессор 1012 находится во взаимодействии с основной памятью, в том числе энергозависимым ЗУ 1018 (например, память с произвольным доступом) и энергонезависимое ЗУ (например, постоянное запоминающее устройство) 1020, через шину 1022. Энергозависимое ЗУ 1018 может представлять собой, включать или реализовываться в виде статического запоминающего устройства с произвольным доступом (СЗУ), синхронного динамического оперативно-запоминающего устройства с произвольным доступом (СДОЗУ), динамического оперативно-запоминающего устройства с произвольным доступом (ДОЗУ), динамического оперативно-запоминающего устройства (ДОЗУ) с произвольным доступом типа RAMBUS и/или любого другого типа запоминающего устройства с произвольным доступом. Энергонезависимая память 1020 может представлять собой, содержать или реализовываться в виде флэш-памяти и/или любого другого желаемого типа запоминающего устройства. Один или несколько контроллеров памяти (не показаны) могут управлять доступом к основной памяти 1018 и/или 1020.

[0086] Система 1000 обработки также включает в себя схему 1024 интерфейса. Схема 1024 интерфейс может представлять собой, содержать или реализовываться путем любого типа стандарта интерфейса, такого как интерфейс локальной сети Ethernet, универсальная последовательная шина (УПШ) и/или входной/выходной интерфейс третьего поколения (3GIO), среди прочих.

[0087] Одно или несколько устройств 1026 ввода подключаются к схеме 1024 интерфейса. Устройство(а) 1026 ввода позволяет пользователю вводить данные и команды в процессор 1012. Устройство(а) ввода может представлять собой, содержать или реализовываться в виде, например, клавиатуры, мыши, сенсорного экрана, трек-панели, трекбола, манипулятора isopoint и/или системы распознавания голоса, среди прочих.

[0088] Одно или несколько выходных устройств 1028 также соединяются со схемой 1024 интерфейса. Выходные устройства 1028 могут быть, содержать или быть реализованы в виде, например, устройства визуализации (например, жидкокристаллического дисплея или дисплея с электронно-лучевой трубкой (ЭЛТ), среди прочих), принтеров и/или звуковых колонок, среди прочего. Таким образом, схема 1024 интерфейса может также включать в себя драйвер графической карты.

[0089] Схема 1024 интерфейса также включает в себя устройство связи, такое как модем или сетевая карта, для облегчения обмена данными с внешними компьютерами через сеть (например, локальную сети, цифровую абонентскую линию (ЦАЛ), телефонную линию, коаксиальный кабель, систему сотового телефона, спутник и т.д.).

[0090] Система 1000 обработки также включает в себя одно или более устройств 1030 для хранения машиночитаемых инструкций и данных. Примерами таких устройств 1030 хранения большой емкости являются накопители на гибких дисках, жестких дисках, компактные диски и цифровые универсальные диски (ЦУД) дисков, среди прочих.

[0091] Кодированные инструкции 1032 могут сохраняться в запоминающем устройстве 1030, энергозависимой памяти 1018, энергонезависимой памяти 1020, локальном запоминающем устройстве 1014 и/или на съемном носителе, таком как компакт-диск или ЦУД 1034.

[0092] В качестве альтернативы реализации способов и/или устройств, описанных в этом документе, в системе, такой как система обработки на Фиг. 10, описанные здесь способы и устройства могут встраиваться в структуру, такую как процессор и/или СИМ (специализированная интегральная микросхема).

[0093] Фиг. 11 демонстрирует блок-схему одного такого способа 1100 в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения. Способ 1100 является одним из примеров реализации вышеописанных концепций, хотя другие примеры также находятся в пределах объема настоящего раскрытия. Способ 1100 может выполняться на устройстве, как описано выше и показано на Фиг. 3-10, а также других устройствах в пределах объема настоящего изобретения.

[0094] Способ 1100 может включать передвижение 1105 устройства для отбора проб в скважине, проходящей в подземном пласте, представляющем интерес. Устройство для отбора проб может представлять собой или содержать, по меньшей мере, часть скважинного инструмента А, как показано на Фиг. 3 и 4, скважинный инструмент 212, показанный на Фиг. 5, скважинный инструмент 300, показанный на Фиг. 6, скважинный инструмент 711, показанный на Фиг. 7, и/или МКБ модуль 870, показанный на Фиг. 8 и 9, с доставкой, осуществляемой с помощью каротажного кабеля и/или бурильной колонны. Устройство для отбора проб в скважине и/или относящееся к нему оборудование на поверхности может содержать, по меньшей мере, часть устройства 1000, показанного на Фиг. 10. Устройство для отбора проб в скважине, обладающее одним или несколькими аспектами, отличными от тех, что показаны на Фиг. 3-10, также может находиться в пределах объема настоящего изобретения, также как и средства передвижения, отличные от каротажного кабеля и/или бурильной колонны. Подземный пласт может включать тяжелую нефть(и), хотя один или более аспектов настоящего изобретения также могут быть применены или легко приспособлены для использования в пластах, содержащих другие виды сырой нефти.

[0095] Способ 1100 также включает в себя создание пустот в боковой стенке ствола скважины 1110, что, например, может производиться с помощью устройства, обладающего одним или более аспектами, аналогичными тем, что показаны на Фиг. 5 и 6, в частности, в пределах объема настоящего изобретения. Например, среди прочего, пустота может образовываться в результате проникновения бурового или колонкового сверла в скважину боковой стенки, хотя другие способы и/или средства для создания пустот также входят в объем настоящего изобретения. После создания 1110 пустот способ 1100 включает в себя сжатие 1115, по меньшей мере, части боковой стенки ствола скважины, окружающей отверстие пустоты. Такое сжатие может производиться с помощью уплотнительной прокладки, зонда и/или другого компонента(ов) в скважине, используемых для создания 1110 пустот. Сжатие 1115 может дополнительно выполняться во время создания 1110 пустот.

[0096] Снижение 1120 вязкости пластовой нефти в последующем выполняется путем закачивания жидкости в пласт через пустоту, сохраняя при этом сжатие 1115. Закачиваемая жидкость имеет состав, описанный выше, и может также включать воду и/или один или более растворителей. Закачиваемая жидкость также может нагреваться с помощью химических, электрических и/или других внутренних средств скважинного инструмента перед проведением закачки, направленной на снижение 1120 вязкости.

[0097] Способ 1100 также содержит один или более отбор 1125 проб пластовой нефти, выполнение которого, возможно, осуществляется после предоставления времени, достаточного для уменьшения вязкости пластовой нефти закачиваемой жидкостью. Например, между закачиванием 1120 и отбором 1125 проб может пройти период времени, равный нескольким часам. Отбор 1125 проб может включать работу насоса и/или использование других особенностей скважинного прибора для откачивания нефти пониженной вязкости в инструмент через пустоту и уплотнительную прокладку и/или зонд скважинного инструмента. Другие средства для получения пробы пластовой нефти также входят в объем настоящего изобретения.

[0098] Хотя это и не отображается на Фиг. 11, способ 1100 может также содержать различные измерения жидкости, проводимые в инструменте, возможно, включая измерения с помощью оптической спектрометрии, выполняемые с помощью оптического спектрометра скважинного инструмента. Давление, температура, плотность, вязкость и/или другие типы измерений также входят в объем настоящего изобретения. Способ 1100 может также включать выполнение одной или нескольких настроек 1130 операционного параметра скважинного инструмента, возможно, на основе одного или нескольких таких измерений. Например, такая настройка(ки) 1130 может включать в себя хранение образца пластовой нефти, проходящей через устройство отбора проб скважинного инструмента, и/или регулировку скорости откачки пластовой нефти в устройство отбора проб скважинного инструмента среди прочих эксплуатационных видов настройки и/или других действий в пределах настоящего изобретения.

[0099] В виду настоящего изобретения, в том числе на фигурах, специалисты в данной области техники легко поймут, что настоящим изобретением вводится способ, включающий: передвижение скважинного инструмента в ствол скважины, проходящий в подземном пласте; создание пустоты в боковой стенке ствола скважины за счет выдвижения вращающегося элемента скважинного инструмента в боковую стенку; механическое сжатие части боковой стенки, окружающей пустоты; уменьшение вязкости углеводородов в подземном пласте вблизи пустот путем закачивания жидкости из скважинного инструмента в пласт через пустоты; и извлечение жидкости, содержащей углеводороды пониженной вязкости, из подземного пласта в скважинный инструмент. Скважинный инструмент может перемещаться в пределах скважины с помощью каротажных кабелей или колонны труб.

[00100] Вращающийся элемент может содержать сверло. Вращающийся элемент может также или дополнительно включать колонковое сверло, в то время как создание пустоты в боковой стенке включает удаление керна из боковой стенки.

[00101] Механическое сжатие части боковой стенки, окружающей пустоту, может заключаться в прижатии уплотнительной прокладки скважинного инструмента к части боковой стенки. Вращающийся элемент может проходить от скважинного инструмента через центральное отверстие уплотнительной прокладки.

[00102] Механическое сжатие части боковой стенки, окружающей пустоту, может включать выдвижение пакера с целью вхождения в сцепление с боковой стенкой. Пакер может содержать канал, гидравлически связанный с пустотой, в котором закачивание жидкости из скважинного инструмента в подземный пласт через пустоты может включать закачивание жидкости через такой канал и в котором извлечение жидкости из подземного пласта в скважинный инструмент может включать извлечение жидкости через такой канал.

[00103] Закачивание жидкости из скважинного инструмента в подземный пласт через пустоты может включать использование насоса скважинного инструмента, а извлечение жидкости, включающей углеводороды пониженной вязкости, из подземного пласта в скважинный инструмент может включать дальнейшее использование такого насоса.

[00104] Закачивание жидкости из скважинного инструмента в подземный пласт через пустоты может включать закачивание жидкости, содержащейся в скважинном инструменте, во внутреннюю камеру для проб скважинного инструмента.

[00105] Закачивание жидкости из скважинного инструмента в подземный пласт через пустоты может включать закачивание жидкости под давлением, большим, чем градиент гидроразрыва подземного пласта.

[00106] Способ может дополнительно включать направление скважинного инструмента внутри ствола скважины для создания пустоты в плоскости, обладающей двумя самыми высокими типами давления в скважине на глубине пустоты.

[00107] Закачиваемая жидкость может частично содержать по меньшей мере одну из жидкостей: нагретую воду или органический растворитель. Скважинный инструмент может содержать внутреннюю камеру для проб, несущую закачиваемую жидкость, а способ может дополнительно включать активацию нагревателя скважинного инструмента для нагрева закачиваемой жидкости перед закачиванием в пласт через пустоту. Вводимая жидкость может содержать краситель, растворимый в углеводородах. Закачиваемая жидкость может содержать растворитель, обладающий максимальной поглощающей способностью в пределах диапазона оптического спектрометра скважинного инструмента. Закачиваемая жидкость может содержать сероуглерод и/или диметиловый эфир.

[00108] Способ может дополнительно включать измерение оптического спектра жидкости, выкачиваемой в скважинный инструмент из подземного пласта, и использование оптического спектрометра скважинного инструмента для измерения оптического спектра. Способ может дополнительно включать анализ концентраций различных компонентов углеводородов пониженной вязкости, закачиваемых из подземного пласта в скважинный инструмент, а анализ концентраций различных компонентов углеводородов пониженной вязкости может, по меньшей мере частично, основываться на данных измерения оптического спектра. Закачиваемая жидкость может содержать оптический краситель, обнаруживаемый с помощью оптического спектрометра. Способ может дополнительно включать анализ разбавления углеводородов пониженной вязкости, закачиваемых из подземного пласта, на основе измеренных оптических спектров оптического красителя. Оптический краситель может проявлять поглощающую способность в оптическом спектрометре при длине волны, находящейся в диапазоне от приблизительно 0,3 до приблизительно 2,5 микрон. Оптический краситель может быть растворимым в углеводородах, содержащихся в подземном пласте, и в жидкости, впрыскиваемой в подземный пласт.

[00109] Настоящее изобретение также предусматривает устройство, включающее: скважинный инструмент, передвигаемый внутри скважины, проходящей в подземном пласте, при этом скважинный инструмент включает: первый элемент, имеющий способность вращения и выдвижения из скважинного инструмента в боковую стенку скважины для создания пустоты в боковой стенке; второй элемент, предназначенный для оказания механического давления на часть боковой стенки, прилегающей к пустоте; по меньшей мере одну внутреннюю камеру; и насос, используемый для закачивания жидкости из по меньшей мере одной внутренней камеры в подземный пласт через пустоты. Скважинный инструмент может передвигаться внутри скважины с помощью кабелей или колонны труб.

[00110] Первый элемент может содержать буровое и/или колонковое сверло. Второй элемент может содержать уплотнительную прокладку. Первый элемент может проходить от скважинного инструмента через центральное отверстие в уплотнительную прокладку.

[00111] Насос может использоваться для закачивания жидкости из по меньшей мере одной внутренней камеры в подземный пласт под давлением, превышающим градиент гидроразрыва подземного пласта.

[00112] Закачиваемая жидкость может частично содержать по меньшей мере одну из жидкостей: нагретую воду или органический растворитель. Скважинный инструмент может дополнительно содержать нагреватель для нагрева по меньшей мере одной из жидкостей: нагретой воды или органического растворителя до момента закачивания в подземный пласт.

[00113] Закачиваемая жидкость может содержать краситель, растворимый в углеводородах внутри подземного пласта. Закачиваемая жидкость может также представлять собой или альтернативно содержать сероуглерод и/или диметиловый эфир.

[00114] Скважинный инструмент может дополнительно содержать оптический спектрометр, а закачиваемая жидкость может содержать растворитель, обладающий максимальной поглощающей способностью в диапазоне оптического спектрометра. Закачиваемая жидкость может дополнительно содержать оптический краситель, обнаруживаемый с помощью оптического спектрометра. Оптический краситель может проявлять поглощающую способность в оптическом спектрометре при длине волны, находящейся в диапазоне от приблизительно 0,3 до приблизительно 2,5 микрон. Оптический краситель может быть растворимым в углеводородах, содержащихся в подземном пласте, и в жидкости, впрыскиваемой в подземный пласт.

[00115] Насос может дополнительно использоваться для извлечения жидкости из подземного пласта по меньшей мере в одну внутреннюю камеру через пустоты, а извлеченная жидкость может содержать смесь закачиваемой жидкости и углеводородов подземной формации, вязкость которых была снижена при помощи закачивания жидкости. По меньшей мере одна внутренняя камера может состоять из первой камеры и второй камеры, а насос может использоваться для закачивания жидкости из первой камеры и перекачивания смеси во вторую камеру.

[00116] Вышеизложенное описывает характеристики нескольких вариантов воплощения так, что специалисты в данной области техники могут лучше понять аспекты настоящего изобретения. Специалисты в данной области техники должны принимать во внимание, что они могут легко использовать настоящее изобретение в качестве основы для разработки или модификации других процессов и структуры для достижения тех же целей и/или выполнения тех же аспектов вариантов осуществления изобретения, вводимых данным документом. Специалисты в данной области техники должны понимать, что такие эквивалентные конструкции не выходят за пределы сущности и объема настоящего изобретения и что они могут вносить различные изменения, замены и модификации в настоящий документ, не отступая от сущности и объема настоящего изобретения.

[00117] Краткое изложение в конце этого описания предоставляется в соответствии с 37 Сводом Федеральных Правил § 1.72(b), что позволяет читателю быстро выяснить природу технического изобретения. Он представляется с учетом того, что он не будет использоваться для интерпретации или ограничения объема или смысл претензий.

Изобретение относится к способу отбора проб углеводородов пониженной вязкости. Техническим результатом является снижение падения давления между искусственно образованными разрывами, пустотой и скважинным инструментом, когда смесь закачиваемой жидкости и нефти пониженной вязкости втягивается в скважинный инструмент. Способ включает транспортировку скважинного инструмента в ствол скважины с прохождением в подземный пласт, создание пустоты в боковой стенке ствола скважины за счет выдвижения вращающегося элемента из скважинного инструмента в боковую стенку, направление скважинного инструмента внутри ствола скважины таким образом, чтобы создать пустоту в плоскости, обладающей двумя самыми высокими типами давления в скважине на глубине пустоты, механическое сжатие части боковой стенки, окружающей пустоту, уменьшение вязкости углеводородов в подземном пласте вблизи пустоты путем закачивания жидкости из скважинного инструмента в пласт через пустоту и извлечение жидкости, содержащей углеводороды пониженной вязкости, из подземного пласта в скважинный инструмент. 20 з.п. ф-лы, 11 ил.

1. Способ отбора проб углеводородов пониженной вязкости, включающий:

транспортировку скважинного инструмента в ствол скважины с прохождением в подземный пласт;

создание пустоты в боковой стенке ствола скважины за счет выдвижения вращающегося элемента из скважинного инструмента в боковую стенку;

направление скважинного инструмента внутри ствола скважины таким образом, чтобы создать пустоту в плоскости, обладающей двумя самыми высокими типами давления в скважине на глубине пустоты;

механическое сжатие части боковой стенки, окружающей пустоту;

уменьшение вязкости углеводородов в подземном пласте вблизи пустоты путем закачивания жидкости из скважинного инструмента в пласт через пустоту; и

извлечение жидкости, содержащей углеводороды пониженной вязкости, из подземного пласта в скважинный инструмент.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважинный инструмент доставляется в скважину с помощью кабеля или трубной колонны.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что вращающийся элемент содержит буровую коронку.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что вращающийся элемент содержит колонковую коронку и что создание пустоты в боковой стенке включает в себя удаление керна из боковой стенки.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что механическое сжатие части боковой стенки, окружающей пустоту, включает прижатие уплотнительной прокладки скважинного инструмента к части боковой стенки.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что вращающийся элемент выдвигается из скважинного инструмента через центральное отверстие уплотнительной прокладки.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что сжатие части боковой стенки, окружающей пустоту, включает в себя выдвижение пакера с вступлением в сцепление с участком боковой стенки.

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что пакер содержит канал, гидравлически соединенный с пустотой, при котором закачивание жидкости из скважинного инструмента в подземный пласт через пустоты включает закачивание жидкости через канал и при котором выкачивание жидкости из подземного пласта в скважинный инструмент включает извлечение жидкости через канал.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачивание жидкости из скважинного инструмента в подземный пласт через пустоту включает использование насоса скважинного инструмента, при котором выкачивание жидкости, содержащей углеводороды пониженной вязкости, из подземного пласта в скважинный инструмент включает дальнейшее использование насоса.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачивание жидкости из скважинного инструмента в подземный пласт через пустоту включает закачивание жидкости, подаваемой скважинным инструментом во внутреннюю камеру для проб скважинного инструмента.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачивание жидкости из скважинного инструмента в подземный пласт через пустоту включает закачивание жидкости под давлением, превышающим градиент гидроразрыва подземного пласта.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачиваемая жидкость частично содержит по меньшей мере одну из жидкостей: нагретую воду или органический растворитель.

13. Способ по п.12, отличающийся тем, что скважинный инструмент содержит внутреннюю камеру для проб, подающую закачиваемую жидкость, при этом способ дополнительно содержит активацию нагревателя скважинного инструмента для нагрева закачиваемой жидкости до момента осуществления закачивания в пласт через пустоты.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачиваемая жидкость включает краситель, растворимый в углеводородах.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачиваемая жидкость включает растворитель, обладающий максимальной поглощающей способностью в диапазоне оптического спектрометра скважинного инструмента.

16. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачиваемая жидкость содержит сероуглерод.

17. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачиваемая жидкость содержит диметиловый эфир.

18. Способ по п.1, дополнительно включающий измерение оптического спектра жидкости, закачиваемой в скважинный инструмент из подземного пласта, в котором для измерения оптического спектра используют оптический спектрометр скважинного инструмента.

19. Способ по п.18, дополнительно включающий расчет концентраций различных компонентов углеводородов пониженной вязкости, закачанных из подземного пласта в скважинный инструмент, при котором анализ концентраций различных компонентов в углеводородах пониженной вязкости, по меньшей мере, частично основывается на результате измерения оптического спектра.

20. Способ по п.18, отличающийся тем, что закачиваемая жидкость содержит оптический краситель, обнаруживаемый с помощью оптического спектрометра.

21. Способ по п.20, дополнительно содержащий этап оценки разбавления углеводородов пониженной вязкости, взятых из подземного пласта, на основе измеренных оптических спектров оптического красителя.