устройство для определения характеристик пласта (варианты)

Формула изобретения

1. Устройство для определения характеристик подземного пласта, содержащее корпус инструмента, выполненный с возможностью перемещения в стволе скважины, проходящем в подземный пласт, зондовый узел, переносимый корпусом инструмента и предназначенный для изоляции зоны стенки ствола скважины, исполнительный механизм, предназначенный для перемещения зондового узла между отведенным положением, предназначенным для перемещения корпуса инструмента, и развернутым положением, предназначенным для изоляции зоны стенки ствола скважины, и перфоратор, проходящий через зондовый узел и предназначенный для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины и способный проходить через, по меньшей мере, одно из упрочненного пласта, обсадной колонны или цемента, источник энергии, расположенный в корпусе инструмента и соединенный с перфоратором для управления перфоратором, и отводную линию, проходящую через часть корпуса инструмента и сообщенную с, по меньшей мере, одним из следующих элементов: перфоратором, исполнительным механизмом, зондовым узлом и их комбинацией для всасывания пластовой текучей среды в корпус инструмента, и насос, переносимый в корпусе инструмента и предназначенный для втягивания пластовой текучей среды в корпус инструмента через отводную линию.

2. Устройство по п.1, дополнительно содержащее отборную камеру, расположенную в корпусе инструмента и предназначенную для приема пластовой текучей среды из насоса.

3. Устройство по п.1, дополнительно содержащее измерительный прибор, расположенный в корпусе инструмента и предназначенный для анализа пластовой текучей среды, втянутой в корпус инструмента посредством отводной линии и насоса.

4. Устройство по п.1, в котором корпус инструмента приспособлен для спуска в скважину на канате.

5. Устройство по п.1, в котором корпус инструмента приспособлен для спуска в скважину на бурильной колонне.

6. Устройство по п.1, в котором зондовый узел способен входить в изолирующий контакт с областью стенки ствола скважины вблизи одной стороны корпуса инструмента.

7. Устройство по п.6, дополнительно содержащее анкерную систему, предназначенную для создания опоры для корпуса инструмента у зоны стенки ствола скважины, противоположной одной стороне корпуса инструмента.

8. Устройство по п.6, в котором зондовый узел содержит, по существу, жесткую плиту и сжимаемый пакерный элемент, смонтированный на плите.

9. Устройство по п.8, в котором исполнительный механизм содержит множество поршней, присоединенных к плите зонда для перемещения зондового узла между отведенным и развернутым положениями, и регулируемый источник энергии, предназначенный для приведения в действие поршней.

10. Устройство по п.9, в котором регулируемый источник энергии содержит гидравлическую систему.

11. Устройство по п.1, в котором перфоратор содержит, по меньшей мере, одну гибкую бурильную колонну, имеющую буровое долото, присоединенное к ее концу, и предназначенную для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины, и узел бурового двигателя, предназначенный для приложения крутящего момента и усилия для сообщения поступательного перемещения к бурильной колонне.

12. Устройство по п.11, в котором перфоратор дополнительно содержит трубчатую направляющую, предназначенную для направления траектории поступательного перемещения бурильной колонны для обеспечения, по существу, нормальной траектории проходки бурового долота через стенку ствола скважины.

13. Устройство по п.12, в котором трубчатая направляющая образована каналом, проходящим через часть корпуса инструмента.

14. Устройство по п.13, в котором трубчатая направляющая включает выступающую вбок часть корпуса инструмента, через которую проходит канал.

15. Устройство по п.13, в котором трубчатая направляющая включает, по существу, жесткую трубчатую часть зондового узла, концентрично расположенную относительно части канала.

16. Устройство по п.1, в котором перфоратор содержит, по меньшей мере, один из следующих элементов: заряд взрывчатого вещества, гидравлический пробойник, колонковое долото и их комбинацию.

17. Устройство для определения характеристик подземного пласта, содержащее корпус инструмента, выполненный с возможностью перемещения в стволе скважины, проходящем в подземный пласт, зондовый узел, переносимый корпусом инструмента и предназначенный для изоляции зоны стенки ствола скважины, исполнительный механизм, предназначенный для перемещения зондового узла между отведенным положением, предназначенным для перемещения корпуса инструмента, и развернутым положением, предназначенным для изоляции зоны стенки ствола скважины, и перфоратор, проходящий через зондовый узел, предназначенный для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины, и содержащий, по меньшей мере, одну гибкую бурильную колонну, имеющую буровое долото, присоединенное к ее концу и предназначенное для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины, и узел бурового двигателя, предназначенный для приложения крутящего момента и усилия для сообщения поступательного перемещения бурильной колонне, гибкую трубчатую направляющую для направления траектории поступательного перемещения бурильной колонны для обеспечения, по существу, нормальной траектории проходки бурового долота через стенку ствола скважины и соединенную одним концом с узлом бурового двигателя и другим концом с другим концом зондового узла.

18. Устройство для определения характеристик подземного пласта, содержащее корпус инструмента, выполненный с возможностью перемещения в стволе скважины, проходящем в подземный пласт, зондовый узел, переносимый корпусом инструмента и предназначенный для изоляции зоны стенки ствола скважины, исполнительный механизм, предназначенный для перемещения зондового узла между отведенным положением, предназначенным для перемещения корпуса инструмента, и развернутым положением, предназначенным для изоляции зоны стенки ствола скважины, и перфоратор, проходящий через зондовый узел и предназначенный для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины, при этом перфоратор способен проходить через, по меньшей мере, одно из упрочненного пласта, обсадной колонны или цемента, источник энергии, расположенный в корпусе инструмента и соединенный с перфоратором для управления перфоратором, и измерительный прибор, расположенный в корпусе инструмента и предназначенный для анализа пластовой текучей среды, втянутой в корпус инструмента посредством отводной линии и насоса.

Приоритет по пунктам:

30.06.2004 - все пункты формулы изобретения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится в целом к скважинному исследованию подземных пластов. Более точно данное изобретение относится к определению характеристик подземного пласта посредством отбора проб через перфорационные отверстия в стволе скважины, проходящем в пласт.

Исторически стволы скважин или просто скважины бурили для поиска подземных пластов (также известных как скважинные коллекторы), содержащих чрезвычайно необходимые текучие среды, такие как нефть, газ или вода. Ствол скважины бурят посредством буровой установки, которая может быть расположена на земле или над массами воды, и сам ствол скважины проходит вниз в подземные пласты. Ствол скважины может остаться "необсаженным" после бурения (то есть не покрытым обсадной колонной) или может быть снабжен обсадной колонной для образования "обсаженного" ствола скважины. Обсаженный ствол скважины создают посредством введения множества соединенных друг с другом трубчатых стальных секций обсадной колонны (то есть соединений обсадных труб) в необсаженный ствол скважины и закачивания цемента в забой скважины через центральную часть обсадной колонны. Цемент выходит из нижней части обсадной колонны и возвращается к поверхности через часть ствола скважины, находящуюся между обсадной колонной и стенкой ствола скважины, известную как "кольцевое пространство". Таким образом, цемент используется на наружной стороне обсадной колонны для удерживания обсадной колонны на месте и обеспечения некоторой степени конструктивной целостности (прочности конструкции) и уплотнения между пластом и обсадной колонной.

Различные способы выполнения оценки параметров продуктивного пласта (то есть детального исследования и анализа окружающих зон пласта на наличие нефти и газа) в необсаженных стволах скважин были описаны, например, в патентах США № 4860581 и № 4936139 того же заявителя. На фиг.1А и 1B проиллюстрировано известное устройство для опробования пласта в соответствии с идеями данных патентов. Устройство А на фиг.1А и 1B имеет модульную конструкцию, хотя образующий одно целое инструмент также является пригодным. Устройство А представляет собой скважинный инструмент, который может быть спущен в ствол скважины (непоказанный) на тросе (кабеле) (непоказанном) в целях проведения испытаний для оценки параметров пласта. Соединения троса (кабеля) с инструментом А, а также средства подачи энергии и электронное оборудование, относящееся к средствам связи, не проиллюстрированы для ясности. Линии энергоснабжения и связи, которые проходят на всю длину инструмента, показаны в целом ссылочной позицией 8. Эти компоненты для подачи энергии и связи известны специалистам в данной области техники и использовались в прошлом в промышленных масштабах. Аппаратуру управления данного типа обычно устанавливают на самом верхнем конце инструмента рядом с местом присоединения троса (кабеля) к инструменту, при этом линии передачи электроэнергии проходят через инструмент к различным компонентам.

Как показано в варианте осуществления на фиг.1А, устройство А имеет гидравлический силовой модуль С, модуль Р с пакерами и зондовый модуль Е. Зондовый модуль Е показан с одним зондовым узлом 10, который может быть использован для исследований проницаемости или отбора проб текучей среды. При использовании инструмента для определения анизотропной проницаемости и вертикальной структуры коллектора в соответствии с известными способами многозондовый модуль F может быть добавлен к зондовому модулю Е, как показано на фиг.1А. Многозондовый модуль F имеет погружаемый зондовый узел 14 и узел 12 горизонтального зонда. Альтернативно, модуль Р двойного пакера обычно объединяют с зондовым модулем Е для исследований проницаемости по вертикали.

Гидравлический силовой модуль С включает насос 16, резервуар 18 и двигатель 20, предназначенный для управления работой насоса 16. Переключатель 22, выдающий сигнал о низком уровне масла, выдает предупреждение специалисту, управляющему работой инструмента, о том, что уровень масла низкий и по существу используется при регулировании работы насоса 16.

Линия 24 для рабочей жидкости соединена с нагнетательным отверстием насоса 16 и проходит через гидравлический силовой модуль С и в соседние модули для использования в качестве источника гидравлической мощности. В варианте осуществления, показанном на фиг.1А, линия 24 для рабочей жидкости проходит через гидравлический силовой модуль С в зондовые модули Е и/или F в зависимости от того, какая конфигурация используется. Гидравлическая цепь замкнута посредством линии 26 возврата рабочей жидкости, которая на фиг.1А проходит от зондового модуля Е обратно к гидравлическому силовому модулю С, где она заканчивается у резервуара 18.

Модуль М откачивания, показанный на фиг.1B, может быть использован для удаления нежелательных проб и образцов посредством нагнетания текучей среды из отводной линии 54 в ствол скважины или может быть использован для нагнетания текучих сред из ствола скважины в отводную линию 54 для накачивания сдвоенных пакеров 28 и 30. Кроме того, модуль М откачивания может быть использован для всасывания пластовой текучей среды из ствола скважины посредством зондового модуля Е или F или пакерного модуля Р и для последующего закачивания пластовой текучей среды в модуль S с отборной камерой с вытеснением буферной текучей среды, находящейся в ней. Данный процесс будет дополнительно описан ниже.

Двунаправленный поршневой насос 92, питаемый рабочей жидкостью из насоса 91, может быть выставлен для всасывания из отводной линии 54 и удаления нежелательной пробы по отводной линии 95 или он может быть выставлен для откачивания текучей среды из ствола скважины через отводную линию 95 в отводную линию 54. Модуль откачивания также может быть выполнен с такой конфигурацией, в которой отводная линия 95 соединяется с отводной линией 54 так, что может быть обеспечено всасывание текучей среды из нижней по потоку части отводной линии 54 и нагнетание его в направлении вверх по потоку или наоборот. Модуль М откачивания имеет необходимые управляющие устройства для регулирования поршневого насоса 92 и выставления линии 54 для текучей среды (отводной линии) относительно линии 95 для текучей среды с целью выполнения процедуры откачивания. Следует отметить здесь, что поршневой насос 92 может быть использован для закачивания проб в модуль (модули) S отборных камер при одновременном повышении давления таких проб так, как желательно, а также для откачивания проб из модуля (модулей) S отборных камер посредством использования модуля М откачивания. Модуль М откачивания также может быть использован для выполнения нагнетания текучей среды с постоянным давлением или с постоянной скоростью в случае необходимости. При достаточной мощности модуль М откачивания может быть использован для нагнетания текучей среды с достаточно высокими скоростями с тем, чтобы создать возможность образования микротрещин для измерения напряжений в пласте.

Альтернативно, сдвоенные пакеры 28 и 30, показанные на фиг.1А, могут быть накачаны скважинной текучей средой, и из них может быть откачана скважинная текучая среда посредством использования поршневого насоса 92. Как легко можно видеть, избирательное приведение в действие модуля М откачивания для приведения в действие поршневого насоса 92 в сочетании с избирательным приведением в действие клапана 96 управления и наполнением клапанов I и выкачиванием из них может привести к избирательному накачиванию пакеров 28 и 30 и откачиванию из них. Пакеры 28 и 30 прикреплены к наружной периферии 32 устройства А и могут быть образованы из упругого материала, совместимого со скважинными текучими средами и температурами. Пакеры 28 и 30 имеют выполненную в них полость. Когда поршневой насос 92 находится в рабочем состоянии и клапаны I накачивания установлены надлежащим образом, текучая среда из отводной линии 54 проходит через клапаны I накачивания/откачивания и по отводной линии 38 к пакерам 28 и 30.

Как также показано на фиг.1А, зондовый модуль Е имеет зондовый узел 10, который может избирательно перемещаться относительно устройства А. Перемещение зондового узла 10 инициируется посредством приведения в действие устройства 40 для приведения в действие зонда, которое обеспечивает выставление гидравлических линий 24 и 26 для рабочей жидкости относительно напорных линий 42 и 44. Зонд 46 прикреплен к раме 48, которая выполнена с возможностью перемещения относительно устройства А, и зонд 46 выполнен с возможностью перемещения относительно рамы 48. Эти относительные перемещения инициируются устройством 40 управления посредством направления текучей среды из напорных линий 24 и 26 избирательно в напорные линии 42, 44, при этом результатом является то, что рама 48 в начале смещается наружу для входа в контакт со стенкой (непоказанной) ствола скважины. Выдвигание рамы 48 обеспечивает размещение зонда 46 рядом со стенкой ствола скважины и поджим эластомерного кольца (называемого пакером) к стенке ствола скважины, в результате чего создается уплотнение между стволом скважины и зондом 46. Поскольку одна задача состоит в получении точного измеренного значения давления в пласте, которое отображается в зонде 46, желательно дополнительно ввести зонд 46 через наросшую глинистую корку и в контакт с пластом. Таким образом, выставление гидравлической напорной линии 24 относительно напорной линии 44 приводит к относительному смещению зонда 46 в пласт за счет относительного перемещения зонда 46 относительно рамы 48. Работа зондов 12 и 14 аналогична работе зонда 10 и отдельно описана не будет.

После накачивания пакеров 28 и 30 и/или установки зонда 10 и/или зондов 12 и 14 может начаться опробование пласта с извлечением текучей среды. Отводная линия 54 для проб проходит от зонда 46 в зондовом модуле Е вниз к наружной периферии 32 в месте между пакерами 28 и 30 через соседние модули и в модули S отборных камер. Таким образом, вертикальный зонд 10 и погружаемый зонд 14 обеспечивают возможность ввода пластовых текучих сред в отводную линию 54 для проб через одно или несколько из устройств, включая модуль 56 измерения сопротивления, устройство 58 для измерения давления и механизм 59 для предварительных испытаний, в соответствии с заданной конфигурацией. Кроме того, отводная линия 64 обеспечивает возможность ввода пластовых текучих сред в отводную линию 54 для проб. При использовании модуля Е или нескольких модулей Е и F стопорный клапан 62 смонтирован за датчиком 56 сопротивления по ходу течения. В закрытом положении стопорный клапан 62 ограничивает внутренний объем отводной линии, обеспечивая повышение точности измерений в динамическом режиме, выполняемых манометром 58. После выполнения исходных измерений давления стопорный клапан 62 может быть открыт для создания возможности прохода текучей среды в другие модули по отводной линии 54.

При взятии исходных проб существует высокая степень ожидания того, что исходно полученная пластовая текучая среда будет загрязнена глинистой коркой и фильтратом. Желательно удалить такие загрязнители из потока отобранной текучей среды перед сбором пробы (проб). Соответственно, модуль М откачивания используется для исходного вымывания из устройства А проб пластовой текучей среды, взятых через впускное отверстие 64 сдвоенных пакеров 28, 30, или вертикальный зонд 10, или погружаемый зонд 14 в отводную линию 54.

Модуль D анализа текучих сред включает оптический анализатор 99 текучих сред, который особенно пригоден для индикации того, приемлема ли текучая среда в отводной линии 54 для отбора высококачественной пробы. Оптический анализатор 99 оснащен с возможностью различения различных типов нефти, газа и воды. В патентах США № 4994671, № 5166747, № 5939717 и № 5956132, а также в других известных патентах, которые все переуступлены компании Schlumberger, подробно описан анализатор 99, и такое описание здесь повторено не будет.

Во время вымывания загрязнителей из устройства А пластовая текучая среда может продолжать течь по отводной линии 54 для проб, которая проходит через соседние модули, такие как модуль D анализа текучих сред, модуль М откачивания, модуль N управления потоками и любое число модулей S отборных камер, которые могут быть присоединены, как показано на фиг.1B. Специалистам в данной области техники будет понятно, что за счет наличия отводной линии 54 для проб, проходящей на всю длину различных модулей, несколько модулей S отборных камер могут быть размещены один над другим без неизбежного увеличения наибольшего наружного диаметра инструмента. Альтернативно, как разъяснено ниже, один модуль S для проб может быть выполнен с множеством отборных камер малого диаметра, например, посредством размещения таких камер бок о бок и на одинаковом расстоянии от оси модуля отборных камер. Следовательно, инструмент может принимать больше проб перед тем, как его нужно будет вытянуть на поверхность, и может быть использован в стволах меньшего диаметра.

Как показано на фиг.1А и 1B, модуль N управления потоками включает датчик 66 расхода, регулятор 68 потока, поршень 71, резервуары 72, 73 и 74 и избирательно регулируемое ограничительное (дросселирующее) устройство, такое как клапан 70. Заданная величина пробы может быть получена при определенной скорости потока за счет использования оборудования, описанного выше.

В этом случае модуль S отборных камер может быть использован для сбора пробы текучей среды, поданной по отводной линии 54. Если используется модуль для нескольких проб, размер пробы можно регулировать посредством модуля N управления потоками, который является предпочтительным, но необязательным для отбора проб текучих сред. При рассмотрении верхнего модуля S отборной камеры на фиг.1B видно, что клапан 80 открыт и один из клапанов 62 или 62А, 62В открыт (какой бы из них ни являлся клапаном управления для модуля отбора проб), и пластовая текучая среда направляется через модуль отбора проб в отводную линию 54 и в полость 84С сбора проб в камере 84 модуля S отборной камеры, после чего клапан 80 закрывают для изоляции пробы, и клапан управления модуля отбора проб закрывают для изоляции отводной линии 54. Камера 84 имеет полость 84С сбора проб и полость 84р повышения давления/буферную полость 84р. После этого инструмент может быть перемещен в другое место и процесс может быть повторен. Дополнительные взятые пробы могут храниться в любом количестве дополнительных модулей S отборных камер, которые могут быть присоединены за счет соответствующего выставления клапанов. Например, имеются две отборные камеры S, проиллюстрированные на фиг.1B. После заполнения верхней камеры за счет приведения в действие отсечного клапана 80 следующая проба может быть подана для хранения в самый нижний модуль S отборной камеры за счет открытия отсечного клапана 88, соединенного с полостью 90С сбора проб камеры 90. Камера 90 имеет полость 90С сбора проб и полость 90р повышения давления/буферную полость 90р. Следует отметить, что каждый модуль отборной камеры имеет свой собственный узел управления, показанный на фиг.1B под ссылочными позициями 100 и 94. Любое число модулей S отборных камер может быть использовано или можно не использовать никаких модулей отборных камер в отдельных конфигурациях инструмента в зависимости от характера испытания, которое должно быть проведено. Кроме того, модуль S может представлять собой модуль для множества проб, в котором размещено множество отборных камер, как указано выше.

Также следует отметить, что буферная текучая среда в виде скважинной текучей среды полного давления может быть подана к задним сторонам поршней в камерах 84 и 90 для дополнительного регулирования давления пластовой текучей среды, подаваемого в модули S для проб. С этой целью клапаны 81 и 83 открывают, и поршневой насос 92 модуля М откачивания должен нагнетать текучую среду в отводной линии 54 до давления, превышающего давление в скважине. Было установлено, что это действие имеет эффект демпфирования или уменьшения импульса давления или "удара", испытываемого во время депрессии. Этот способ отбора проб с малым ударом был успешно использован при получении проб текучих сред из рыхлых пластов, кроме того, он создает возможность повышения давления пробы текучей среды посредством поршневого насоса 92.

Известно, что различные конфигурации устройства А могут быть использованы в зависимости от цели, которая должна быть достигнута. Для базового отбора проб гидравлический силовой модуль С может быть использован в сочетании с электрическим силовым модулем L, зондовым модулем Е и несколькими модулями S отборных камер. Для определения пластового давления гидравлический силовой модуль С может быть использован вместе с электрическим силовым модулем L и зондовым модулем Е. Для отбора незагрязненных проб при пластовых условиях гидравлический силовой модуль С может быть использован вместе с электрическим силовым модулем L, зондовым модулем Е в сочетании с модулем D анализа текучих сред, модулем М откачивания и множеством модулей S отборных камер. Испытание, имитирующее исследование пласта (опробование скважины) испытателем пластов, спускаемым на бурильных трубах, может быть проведено путем объединения электрического силового модуля L с модулем Р пакеров и модулями S отборных камер. Другие конфигурации также возможны, и определение состава таких конфигураций также зависит от целей, которые должны быть достигнуты с помощью инструмента. Инструмент может иметь унитарную конструкцию, а также модульную конструкцию, однако, модульная конструкция обеспечивает большую гибкость и меньшие затраты для пользователей, которым не требуются все признаки.

Отдельные модули устройства А имеют такую конструкцию, что они быстро соединяются друг с другом. Бесфланцевые соединения (соединения впотай) между модулями могут быть использованы вместо соединений охватываемых и охватывающих частей для избежания наличия мест, где загрязнители, обычные в скважинной среде, могут быть захвачены.

Управление потоками во время сбора проб создает возможность использования различных скоростей потока. В ситуациях с низкой проницаемостью управление потоками очень помогает предотвратить снижение давления пробы пластовой текучей среды ниже точки начала кипения текучей среды или точки осаждения (выпадения) асфальтенов.

Таким образом, когда инструмент входит в контакт со стенкой ствола скважины, устанавливается сообщение по текучей среде между пластом и скважинным инструментом. После этого могут быть выполнены различные операции по опробованию и отбору проб. Как правило, предварительное испытание выполняют посредством всасывания текучей среды в отводную линию путем избирательного приведения в действие поршня для предварительных испытаний. Поршень для предварительных испытаний отводят так, что текучая среда проходит в часть отводной линии скважинного инструмента. Циклическое перемещение поршня с чередованием фаз депрессии и нарастания давления дает трассу давления, которую анализируют для оценки скважинного пластового давления, для определения того, обеспечивает ли пакер надлежащее уплотнение, и для определения того, является ли поток текучей среды достаточным для получения диагностической пробы.

Из вышеизложенного рассмотрения следует, что измерение давления и отбор проб текучих сред из пластов, через которые проходят необсаженные стволы скважин, хорошо известны в соответствующей области техники. Однако после установки обсадной колонны в стволе скважины способность выполнения таких исследований будет ограничена. Существуют сотни обсаженных скважин, которые рассматриваются на предмет ликвидации каждый год в Северной Америке в дополнение к тысячам скважин, которые уже бездействуют. Относительно этих ликвидированных скважин было принято решение, что дальнейшая добыча нефти и газа в необходимых количествах из них является экономически не выгодной. Однако большинство этих скважин было пробурено в конце 60-х годов и в 70-е годы, и для них был проведен каротаж с использованием способов, которые по современным стандартам являются примитивными. Таким образом, в результате новейших исследований были получены свидетельства того, что многие из этих ликвидированных скважин содержат большие количества поддающегося извлечению природного газа и нефти (возможно, целых 100-200 триллионов кубических футов), которые были упущены ("потеряны") при обычных способах добычи. Поскольку большая часть затрат на разработку месторождений, таких как затраты на бурение, обсаживание и цементирование, уже были осуществлены для этих скважин, эксплуатация данных скважин для добычи запасов нефти и природного газа может оказаться недорогим предприятием, которое позволило бы увеличить добычу углеводородов и газа. Следовательно, желательно выполнить дополнительные исследования в таких обсаженных стволах скважин.

Для выполнения различных исследований в обсаженном стволе скважины для определения того, является ли скважина хорошим "кандидатом" для добычи, часто необходимо перфорировать обсадную колонну для исследования пласта, окружающего ствол скважины. В одном таком промышленно используемом способе перфорирования применяется инструмент, который может быть спущен на тросе в обсаженную часть ствола скважины, при этом инструмент включает кумулятивный заряд взрывчатого вещества для перфорирования обсадной колонны и устройства для опробования и отбора проб, предназначенные для измерения гидравлических параметров среды за обсадной колонной и/или для взятия проб текучих сред из указанной среды.

Различные технологии были разработаны для образования перфорационных отверстий в обсаженных стволах скважин, такие как способы и перфорирующие инструменты, которые описаны, например, в патентах США № 5195588, № 5692565, № 5746279, № 5779085, № 5687806 и № 6119782, которые все принадлежат тому же заявителю.

В патенте '588 на имя Dave описан скважинный инструмент для опробования пласта, который может обеспечить повторную герметизацию отверстия или перфорации в стенке обсаженного ствола скважины. В патенте № 5692565 на имя MacDougall и др. описан скважинный инструмент с одним долотом на гибкой колонне, предназначенный для бурения множества отверстий в обсаженном стволе скважины, отбора проб через множество отверстий обсаженного ствола скважины и последующей герметизации данных отверстий. В патенте № 5746279 на имя Havlinek и др. описаны устройство и способ преодоления ограничений, связанных со сроком службы: долота, посредством транспортировки множества долот, каждое из которых используется для бурения только одного отверстия. В патенте № 5687806 на имя Salwasser и др. описан способ увеличения нагрузки на долото, подаваемой на долото на гибкой колонне посредством использования гидравлического поршня.

Другая технология перфорирования описана в патенте США № 6167968, переуступленном компании Penetrators Canada. В этом патенте раскрыта довольно сложная перфорирующая система, предусматривающая использование фрезерного долота для сверления стальной обсадной колонны и шарошечного долота (долота для бурения твердых пород) на гибком валу, предназначенного для бурения пласта и цемента.

Несмотря на такие достижения в системах для оценки параметров пластов и перфорирования, существует необходимость в скважинном инструменте, который способен перфорировать боковую стенку ствола скважины и выполнять заданные операции по оценке параметров пласта. Такая система также предпочтительно выполнена с системой из зонда/пакера, способной обеспечить опору для перфорирующего инструмента, и/или с возможностью откачивания для всасывания текучей среды в скважинный инструмент. Кроме того, желательно, чтобы данная комбинированная система для перфорирования и оценки параметров пласта была снабжена системой долот, выполненной с возможностью даже долговременного использования и приспосабливаемой для работы в условиях различных стволов скважин, таких как обсаженные или необсаженные стволы скважин. Кроме того, желательно, чтобы в такой системе был предусмотрен узел с зондом/пакером, при использовании которого возникает меньше проблем, связанных с различным "прилипанием" корпуса инструмента к стенке ствола скважины, и который уменьшает риск повреждения зондового узла во время перемещения. Кроме того, желательно, чтобы такая система обладала способностью выполнять перфорацию, проходящую на избирательное расстояние в пласт, достаточное для того, чтобы достичь места за той зоной, находящейся непосредственно вокруг ствола скважины, проницаемость которой могла быть изменена, снижена или ухудшена вследствие воздействий, вызванных бурением ствола скважины, включая закачивание и проникновение буровых растворов.

В соответствии с настоящим изобретением создано устройство для определения характеристик подземного пласта, содержащее корпус инструмента, выполненный с возможностью перемещения в стволе скважины, проходящем в подземный пласт, зондовый узел, переносимый корпусом инструмента и предназначенный для изоляции зоны стенки ствола скважины, исполнительный механизм, предназначенный для перемещения зондового узла между отведенным положением, предназначенным для перемещения корпуса инструмента, и развернутым положением, предназначенным для изоляции зоны стенки ствола скважины, и перфоратор, проходящий через зондовый узел, предназначенный для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины и способный проходить через, по меньшей мере, одно из упрочненного пласта, обсадной колонны или цемента, источник энергии, расположенный в корпусе инструмента и соединенный с перфоратором для управления перфоратором, и отводную линию, проходящую через часть корпуса инструмента и сообщенную с, по меньшей мере, одним из следующих элементов: перфоратором, исполнительным механизмом, зондовым узлом и их комбинацией для всасывания пластовой текучей среды в корпус инструмента, и насос, расположенный в корпусе инструмента и предназначенный для втягивания пластовой текучей среды в корпус инструмента через отводную линию.

Устройство может дополнительно содержать отборную камеру, расположенную в корпусе инструмента и предназначенную для приема пластовой текучей среды из насоса.

Устройство может дополнительно содержать измерительный прибор, расположенный в корпусе инструмента и предназначенный для анализа пластовой текучей среды, втянутой в корпус инструмента посредством отводной линии и насоса.

Корпус инструмента может быть приспособлен для спуска в скважину на канате или на бурильной колонне.

Зондовый узел может входить в изолирующий контакт с областью стенки ствола скважины вблизи одной стороны корпуса инструмента.

Устройство может дополнительно содержать анкерную систему, предназначенную для создания опоры для корпуса инструмента у зоны стенки ствола скважины, противоположной одной стороне корпуса инструмента.

Зондовый узел может содержать по существу жесткую плиту и сжимаемый пакерный элемент, смонтированный на плите. Исполнительный механизм может содержать множество поршней, присоединенных к плите зонда для перемещения зондового узла между отведенным и развернутым положениями, и регулируемый источник энергии, предназначенный для приведения в действие поршней. Регулируемый источник энергии может содержать гидравлическую систему.

Перфоратор может содержать, по меньшей мере, одну гибкую бурильную колонну, имеющую буровое долото, присоединенное к ее концу и предназначенную для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины, и узел бурового двигателя, предназначенный для приложения крутящего момента и усилия для сообщения поступательного перемещения бурильной колонне.

Перфоратор может дополнительно содержать трубчатую направляющую, предназначенную для направления траектории поступательного перемещения бурильной колонны для обеспечения по существу нормальной траектории проходки бурового долота через стенку ствола скважины.

Трубчатая направляющая может быть образована каналом, проходящим через часть корпуса инструмента. Трубчатая направляющая может включать выступающую вбок часть корпуса инструмента, через которую проходит канал. Трубчатая направляющая может включать по существу жесткую трубчатую часть зондового узла, концентрично расположенную относительно части канала.

Перфоратор может содержать, по меньшей мере, один из следующих элементов: заряд взрывчатого вещества, гидравлический пробойник, колонковое долото и их комбинацию.

Согласно другому варианту выполнения устройство для определения характеристик подземного пласта содержит корпус инструмента, выполненный с возможностью перемещения в стволе скважины, проходящем в подземный пласт, зондовый узел, переносимый корпусом инструмента и предназначенный для изоляции зоны стенки ствола скважины, исполнительный механизм, предназначенный для перемещения зондового узла между отведенным положением, предназначенным для перемещения корпуса инструмента, и развернутым положением, предназначенным для изоляции зоны стенки ствола скважины, и перфоратор, проходящий через зондовый узел, предназначенный для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины и содержащий, по меньшей мере, одну гибкую бурильную колонну, имеющую буровое долото, присоединенное к ее концу и предназначенное для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины, и узел бурового двигателя, предназначенный для приложения крутящего момента и усилия для сообщения поступательного перемещения бурильной колонне, гибкую трубчатую направляющую, предназначенную для направления траектории поступательного перемещения бурильной колонны для обеспечения по существу нормальной траектории проходки бурового долота через стенку ствола скважины и соединенную одним концом с узлом бурового двигателя и другим концом с другим концом зондового узла.

Согласно еще одному варианту выполнения устройство для определения характеристик подземного пласта содержит корпус инструмента, выполненный с возможностью перемещения в стволе скважины, проходящем в подземный пласт, зондовый узел, переносимый корпусом инструмента и предназначенный для изоляции зоны стенки ствола скважины, исполнительный механизм, предназначенный для перемещения зондового узла между отведенным положением, предназначенным для перемещения корпуса инструмента, и развернутым положением, предназначенным для изоляции зоны стенки ствола скважины, и перфоратор, проходящий через зондовый узел и предназначенный для проходки участка изолированной зоны стенки ствола скважины, при этом перфоратор способен проходить через, по меньшей мере, одно из упрочненного пласта, обсадной колонны или цемента, источник энергии, расположенный в корпусе инструмента и соединенный с перфоратором для управления перфоратором, и измерительный прибор, расположенный в корпусе инструмента и предназначенный для анализа пластовой текучей среды, втянутой в корпус инструмента посредством отводной линии и насоса.

Для обеспечения возможности понимания вышеприведенных признаков и преимуществ настоящего изобретения более конкретное описание изобретения, сущность которого была кратко изложена выше, ниже представлено со ссылками на варианты его осуществления, которые проиллюстрированы на приложенных чертежах. Однако следует отметить, что приложенные чертежи иллюстрируют только типовые варианты осуществления данного изобретения, и поэтому их не следует рассматривать как ограничивающие его объем, поскольку изобретение может допускать другие, в равной степени эффективные варианты осуществления.

Фиг.1А-1B представляют схематические виды опробователя пластов по предшествующему уровню техники, предназначенного для использования в необсаженных стволах скважин.

Фиг.2 представляет собой схематический вид опробователя пластов по предшествующему уровню техники, предназначенному для использования в обсаженных стволах скважин.

Фиг.3 представляет схематический вид усовершенствованного опробователя пластов, предназначенного для использования в необсаженных стволах скважин или обсаженных стволах скважин в соответствии с настоящим изобретением.

Фиг.4А-4В представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды одного варианта осуществления развертываемого зондового узла в соответствии с одним аспектом настоящего изобретения.

Фиг.5А-5В представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды второго варианта осуществления развертываемого зондового узла.

Фиг.6А-6В представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды третьего варианта осуществления развертываемого зондового узла.

Фиг.7 представляет подробный, частично выполненный с разрезом вид четвертого варианта осуществления развертываемого зондового узла.

Фиг.8 представляет схематический вид усовершенствованного опробователя пластов, в котором используются сдвоенные накачиваемые пакеры в соответствии с другим аспектом настоящего изобретения.

Фиг.9А, 9В и 9С представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды одного варианта осуществления узла с двумя долотами, предназначенного для перфорирования стенок обсаженного ствола скважины в соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения.

Фиг.10А, 10В и 10С представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды второго варианта осуществления узла с двумя долотами, предназначенного для перфорирования стенок обсаженного ствола скважины.

Фиг.11А, 11B и 11С представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды третьего варианта осуществления узла с двумя долотами, предназначенного для перфорирования стенок обсаженного ствола скважины.

Фиг.12А, 12В и 12С представляют подробные последовательные, частично выполненные с разрезом виды четвертого варианта осуществления узла с двумя долотами, предназначенного для перфорирования стенок обсаженного ствола скважины.

На фиг.2 изображен перфорирующий инструмент 212 для оценки параметров пласта. Инструмент 212 подвешен на кабеле 213 внутри стальной обсадной колонны 211. Колонна 211 покрывает ствол 210 скважины и закреплена цементом 210b. Ствол 210 скважины, как правило, заполнен раствором для заканчивания скважины или водой. Длина кабеля по существу определяет глубину, на которую инструмент 212 может быть спущен в ствол скважины. Глубиномеры могут определить смещение кабеля на опорном механизме (например, на шкиве) и определяют конкретную глубину, на которой находится каротажный инструмент 212. Длину кабеля регулируют с помощью соответствующего известного средства на поверхности, такого как механизм, включающий барабан и лебедку. Глубину также можно определять с помощью электрических датчиков, ЯМР-датчиков или других датчиков, которые соотносят глубину с предыдущими измерениями, выполненными в скважине или для обсадной колонны скважины. Кроме того, электронные схемы (непоказанные) на поверхности представляют собой схемы для обеспечения связей управления и обработки данных для каротажного инструмента 212. Схемы могут представлять собой схемы известного типа и необязательно должны иметь новые признаки (элементы).

Инструмент 212, показанный на фиг.2, имеет в основном цилиндрический корпус 217, выполненный с продольной полостью 228, которая окружает внутренний корпус 214 и электронную аппаратуру. Анкерные (распорные) поршни 215 поджимают пакер 217b инструмента к обсадной колонне 211, при этом они обеспечивают образование герметичного уплотнения между инструментом и обсадной колонной и служат для удерживания инструмента в неподвижном состоянии.

Внутренний корпус 214 содержит средство для перфорирования, средство для опробования и отбора проб и средство для закупоривания. Внутренний корпус 214 перемещается вдоль оси инструмента (вертикально) через полость 228 с помощью поршня 216, который предназначен для обеспечения поступательного перемещения корпуса и прикреплен к части корпуса 217, но также расположен в полости 228. Данное перемещение внутреннего корпуса 214 обеспечивает в соответствующих самом нижнем и самом верхнем положениях установку компонентов средств для перфорирования и закупоривания в положении, при котором они выставлены в боковом направлении относительно бокового отверстия 212а корпуса внутри пакера 217b. Отверстие 212а сообщено с полостью 228 через отверстие 228а в полости.

Гибкий вал 218 расположен внутри внутреннего корпуса и перемещается по трубчатому направляющему каналу 214b, который проходит через корпус 214 от приводного двигателя 220 к боковому отверстию 214а в корпусе. Буровое долото 219 приводится во вращение приводным двигателем 220 посредством гибкого вала 218. Двигатель 220 удерживается во внутреннем корпусе посредством кронштейна 221 двигателя, прикрепленного к двигателю 222 поступательного перемещения. Двигатель 222 поступательного перемещения обеспечивает перемещение приводного двигателя 220 за счет поворота ходового винта 223 внутри сопряженной гайки в кронштейне 221 двигателя. Таким образом, двигатель поступательного перемещения гибкого вала создает направленную вниз силу, действующую на приводной двигатель 220 и гибкий вал 218 во время бурения, тем самым обеспечивая регулирование проходки. Данная система бурения обеспечивает возможность создания отверстий, которые являются значительно более глубокими по сравнению с диаметром инструмента, но может быть использована альтернативная технология (непоказанная), если необходимо получить перфорационные отверстия с глубиной, несколько меньшей по сравнению с диаметром инструмента.

В целях выполнения измерений и взятия проб отводная линия 224 также расположена во внутреннем корпусе 214. Отводная линия соединена на одном конце с полостью 228, которая открыта для воздействия пластового давления во время перфорирования, и соединена посредством стопорного клапана (непоказанного) с основной отводной линией (непоказанной) инструмента, проходящей на всю длину инструмента, которая позволяет соединять инструмент с отборными камерами.

Магазин 226 пробок (или альтернативно барабан с пробками) также расположен во внутреннем корпусе 214. После измерения пластового давления и взятия проб поршень 216, предназначенный для обеспечения поступательного перемещения корпуса, смещает внутренний корпус 214 для перемещения магазина 226 пробок в положение, в котором обеспечивается выставление поршня 225 для установки пробок относительно отверстий 228а, 212а и пробуренного отверстия. Затем поршень 225 для установки пробок выдавливает одну пробку из магазина и загоняет ее в обсадную колонну, тем самым повторно закупоривая пробуренное отверстие. Целостность уплотнения, обеспечиваемого пробкой, может быть проверена посредством мониторинга давления в отводной линии в то время, когда приведен в действие поршень для "депрессии". Результирующее давление должно падать и затем оставаться постоянным на сниженном уровне. На утечку в пробке будет указывать возврат значения давления к пластовому давлению после приведения в действие поршня для депрессии. Следует также отметить, что тот же самый способ проверки также используется для проверки целостности уплотнения, создаваемого пакером инструмента, перед началом бурения. Последовательность операций завершают освобождением анкеров инструмента. После этого инструмент готов к повторению последовательности.

На фиг.3 показан скважинный инструмент 300 для оценки параметров пласта, расположенный в необсаженном стволе скважины. Инструмент включает корпус 301, выполненный с возможностью перемещения в стволе 306 скважины, проходящем в подземный пласт 305. Корпус 301 инструмента хорошо приспособлен для перемещения в стволе скважины посредством талевого каната W подобно обычным опробователям пластов, но также может быть приспособлен для перемещения внутри бурильной колонны (то есть может перемещаться во время бурения). Устройство закреплено и/или опирается на сторону стенки 312 ствола скважины, противоположную зондовому узлу 307, посредством приведения в действие анкерных (распорных) поршней 311.

Корпус 301 инструмента несет зондовый узел (также называемый просто "зондом") 307, предназначенный для изоляции зоны 314 стенки 312 ствола скважины. Поршневой исполнительный механизм 316 используется для перемещения зондового узла 307 между отведенным положением, не показанным на фиг.3, предназначенным для перемещения корпуса инструмента, и развернутым (рабочим) положением, показанным на фиг.3, предназначенным для изоляции зоны 314 стенки 312 ствола скважины. Исполнительный механизм по данному варианту осуществления предпочтительно включает множество поршней, соединенных с зондовым узлом 307 для перемещения зонда между отведенным и рабочим положениями, и регулируемый источник энергии (предпочтительно гидравлическую систему) для приведения в действие поршней. Зондовый узел 307 предпочтительно включает сжимаемый пакер 324, прикрепленный к смонтированной на поршнях плите 326 и предназначенный для создания уплотнения между стенкой 312 ствола скважины и пластом 305, представляющим интерес.

Перфоратор, включающий гибкую бурильную колонну 309, оснащенную буровым долотом 308 и приводимую в действие двигательным узлом 302, используется для проходки участка изолированной зоны 314 стенки 312 ствола скважины, ограниченной пакером 324. Гибкая колонна 309 передает вращающую силу и силу, сообщающую поступательное движение, на буровое долото 308 от приводного двигателя 302. Действие перфоратора приводит к образованию бокового отверстия или перфорации 310, проходящей частично через пласт 305.

Инструмент 300 дополнительно включает отводную линию 318, проходящую через часть инструмента и сообщающуюся по текучей среде с пластом 305 посредством перфорационного отверстия 310, с помощью канала 320 перфоратора и канала 322, образуемого исполнительным механизмом и пакером (оба канала рассматриваются как "удлинительные компоненты" отводной линии 318), для впуска пластовой текучей среды в корпус 301 инструмента. Поршень 315 для предварительных исследований также соединен с отводной линией 320 для выполнения предварительных исследований.

Корпус инструмента также несет насос 303, предназначенный для втягивания пластовой текучей среды в корпус инструмента посредством отводной линии 318. Кроме того, корпус 301 инструмента несет отборную камеру 321, предназначенную для приема пластовой текучей среды из насоса 303. Корпус 301 инструмента может нести измерительные приборы для измерения давления и для анализа пластовой текучей среды, втянутой в корпус инструмента (например, подобные оптическому анализатору 99 текучих сред с фиг.1) посредством отводной линии 318 и насоса 303.

После образования перфорации(-ий) или отверстия(-ий) 310 пластовая текучая среда может свободно перемещаться по отводной линии 318 к данным компонентам для оценки параметров скважины и/или хранения. Насос 303 не является обязательно необходимым, но довольно полезен для регулирования потока пластовой текучей среды по отводной линии 318. Оценка параметров пласта и отбор проб могут выполняться на нескольких различных глубинах проникновения отверстий за счет бурения дальше в пласт 305. Предпочтительно такое отверстие проходит через поврежденную зону, окружающую ствол 306 скважины, и в зону природной текучей среды пласта 305.

Если обратиться теперь к фиг.4А-4В, то видно, что на них изображен альтернативный инструмент 400 для оценки параметров пласта. Фиг.4А показывает зондовый узел 407 в отведенном положении, предназначенном для перемещения инструмента 400. Фиг.4В показывает зондовый узел 407, перемещающийся к выдвинутому положению, предназначенному для изоляции зоны стенки 412 ствола скважины. В инструменте 400 используется перфоратор, который включает, по меньшей мере, одну гибкую бурильную колонну 409, оснащенную буровым долотом 408 на его конце, которое предназначено для проходки участка изолированной зоны 414 стенки 412 ствола скважины (и проникновения в обсадную колонну и цемент в случае их наличия). Предпочтительно, чтобы буровое долото 408 по данному варианту осуществления было изготовлено из алмаза для использования в необсаженных стволах скважин, но в нем предпочтительно используются другие материалы (например, карбид вольфрама) для использования в обсаженных стволах скважин (что подробно описано ниже), это улучшает способность проникновения в пласт 405 на заданную глубину в боковом направлении. Узел 402 бурового двигателя предусмотрен для приложения крутящего момента и усилия для сообщения поступательного перемещения к бурильной колонне 409. Перфоратор по данному варианту осуществления дополнительно включает полужесткую трубчатую направляющую 420 для направления траектории поступательного перемещения гибкой бурильной колонны 409 для создания по существу нормальной траектории проходки (проникновения) для бурового долота через стенку 412 ствола скважины.

Как проиллюстрировано с помощью последовательности из фиг.4А-4В, трубчатая направляющая 420 является полугибкой, что позволяет ей изгибаться и перемещаться вместе с развертыванием зондового узла 407. Созданное гидравлически усилие поршней 416 вызывает развертывание и поджим пакерного элемента 424 к стенке 412 ствола 405 скважины. Один конец трубчатой направляющей 420 присоединен к узлу 402 с двигателем для бурения, и другой ее конец присоединен к зондовому узлу 407. Трубчатая направляющая 420 служит двум целям. Во-первых, она обеспечивает достаточную жесткость для приложения реактивной силы к гибкой колонне 409, что создает возможность перемещения колонны под действием силы, создаваемой приводным двигателем 402. Во-вторых, трубчатая направляющая 420 соединяет отводную линию (не показанную на фиг.4А-4В) в устройстве 400 с плитой 426 зонда и, таким образом, служит в качестве продолжения отводной линии инструмента.

На фиг.5А-5В показан другой альтернативный инструмент 500 для оценки параметров пласта, перемещаемый в стволе скважины, проходящем в пласт 505. Фиг.5А показывает зондовый узел 507 в отведенном положении. Фиг.5В показывает зондовый узел 507, перемещающийся к выдвинутому положению для входа в контакт со стенкой ствола скважины. Инструмент включает трубчатую направляющую 520, образованную каналом, проходящим через часть корпуса 501 инструмента. В данном альтернативном варианте осуществления трубчатая направляющая включает в себя выступающую в боковом направлении часть 530 корпуса 501 инструмента, через которую проходит участок канала, образующего направляющую. Таким образом, долото 508 на конце гибкой бурильной колонны 509 направляется через центральное отверстие в зондовом узле 507 к стенке 512 ствола скважины. Сильфон 535 используется для обеспечения соединения по текучей среде между трубчатой направляющей 520 (которая служит в качестве части отводной линии внутри инструмента) в корпусе 501 инструмента и зондовым узлом 507 во время развертывания (перевода в рабочее положение) зондового узла за счет воздействия гидравлических поршней 516 на плиту 526 зонда, что вызывает поджим пакерного элемента 524 к стенке 512 пласта 505 для изоляции зоны 514.

Дополнительный альтернативный инструмент 600 для оценки параметров пласта, перемещаемый в стволе скважины, проходящем в пласт 605, проиллюстрирован на фиг.6А-6В. Фиг.6А показывает зондовый узел 607 в отведенном положении, в то время как фиг.6В показывает зондовый узел 607, перемещающийся к выдвинутому положению для входа в контакт со стенкой 612 ствола скважины. Предусмотрены поршни 616 для выдвигания и отвода зондового узла 607. Трубчатая направляющая 620 включает по существу жесткую трубчатую часть 632 зондового узла 607, которая является концентрической по отношению к участку канала 621, который по существу образует трубчатую направляющую 620. Трубчатая часть 632 может быть использована для обеспечения соединения по текучей среде между корпусом 601 инструмента (более точно, трубчатой направляющей 620) и зондовым узлом 607. Таким образом, когда поршни 616 обеспечивают перемещение плиты 626 зонда к стенке 612 ствола скважины с тем, чтобы сжать пакерный элемент 624 и изолировать зону 614 (фиг.6В), перфорационное отверстие (непоказанное), образованное гибкой колонной 609 и буровым долотом 608, обеспечивает проход текучей среды из пласта 605 в инструмент 600. Трубчатая часть 632 предпочтительно является гибкой для обеспечения возможности ее изгибания во время развертывания зондового узла 607, так что трубчатая часть 632 поддерживает физический контакт с боковой выступающей частью 630 корпуса 601 инструмента, тем самым поддерживая соединение по текучей среде с корпусом 601 инструмента. Добавление шарового шарнира (непоказанного) между скользящей трубчатой частью 632 и плитой 626 зонда может привести к тому, что выполнение скользящей трубчатой части 632 в виде изгибаемой части не будет столь предпочтительным.

Фиг.7 показывает еще один альтернативный инструмент 700 для оценки параметров пласта, включающий корпус 701 инструмента, перемещаемый в стволе скважины, проходящем в пласт 705. Данный альтернативный вариант аналогичен варианту по фиг.6А-6В в том, что трубчатая направляющая 720 включает по существу жесткую трубчатую часть 732 зондового узла 707, которая является концентрической по отношению к участку канала 721, который по существу образует трубчатую направляющую 720. Основные различия здесь состоят в том, что плита 726 зонда является сравнительно узкой, и жесткая трубчатая часть 732 зондового узла 707 также служит в качестве поршня исполнительного механизма (см. кольцевой выступ 734 с кольцевым каналом 736, находящимся под гидравлическим давлением). На фиг.7 также показана анкерная (распорная) система 711 для установки инструмента 700 в заданном положении и обеспечения опоры для него в стволе скважины. Одно дополнительное различие состоит в использовании отдельной отводной линии 780, один конец которой соединен с полостью 770, внутри которой часть 732 зонда совершает возвратно-поступательное движение. Отводная линия 780 иным образом соединена через посредство стопорного клапана (непоказанного) с основной отводной линией (непоказанной) инструмента, проходящей на всю длину инструмента, которая позволяет соединять инструмент с отборными камерами. Таким образом, в данном варианте осуществления трубчатая направляющая 720 не служит в качестве средства для отбора проб пластовой текучей среды (хотя трубчатая направляющая может испытывать воздействие пластового давления).

На фиг.8 показан еще один альтернативный инструмент 800 для оценки параметров пласта, расположенный в стволе 812 скважины, проходящем в пласт 805. В данном варианте осуществления зондовый узел 807 включает в себя пару накачиваемых пакеров 824, каждый из которых удерживается вокруг части корпуса 801 инструмента, при этом указанные части находятся на расстоянии друг от друга в осевом направлении. Пакеры 824 хорошо приспособлены для входа в изолирующий контакт с кольцевыми зонами стенки 812 ствола скважины, расположенными на расстоянии друг от друга в осевом направлении. В данном варианте осуществления исполнительный механизм для узла 800 включает гидравлическую систему (непоказанную) для избирательного накачивания пакеров 824 и откачивания текучей среды из пакеров 824.

Кроме того, на фиг.8 проиллюстрирован альтернативный перфоратор, который может быть использован в настоящем изобретении. Таким образом, заряд 809 взрывчатого вещества используется для создания перфорационного отверстия 810 в пласте 805. К другим пригодным средствам перфорирования относятся гидравлический пробойник и колонковое долото, при этом любое из данных двух средств может быть использовано для создания перфорационных отверстий, проходящих через стенку ствола скважины. Таким образом, показанный вариант осуществления эффективен для всасывания пластовой текучей среды в отводную линию 818 с целью сбора его в отборной камере 811 с помощью насоса 803.

На фиг.9А-12С показаны альтернативные варианты узла с двумя буровыми долотами, пригодного для использования вместе с перфорирующими инструментами, такими как перфорирующие инструменты, показанные на фиг.2 и 3. Как показано на фиг.9А, узел с двумя долотами может быть использован для проникновения в стенку 912 ствола 906 скважины, проходящего в подземный пласт 905. Ствол 906 скважины может быть снабжен обсадной колонной 936, закрепленной посредством бетона 938, заполняющего кольцевое пространство между обсадной колонной и стенкой ствола скважины. Инструмент 900 несет анкерную систему 911 для обеспечения опоры для инструмента внутри обсаженного ствола 906 скважины или, более точно, внутри обсадной колонны 936.

Вариант осуществления перфорирующего узла 970 с двумя буровыми долотами показан на фиг.9А-9С как включающий корпус 900 инструмента, выполненный с возможностью перемещения в стволе скважины, таком как обсаженный ствол 906 скважины, имеющий стенку 912 ствола скважины. Фиг.9А показывает систему с двумя долотами в отведенном положении, предназначенном для перемещения [инструмента] в стволе скважины. Фиг.9В показывает систему в первой конфигурации для бурения. Фиг.9С показывает систему во второй конфигурации для бурения. В этом устройстве используется система с двумя долотами для бурения последовательно расположенных, коллинеарных отверстий сквозь боковую стенку 912 ствола скважины и пласт (по существу горную породу) вместе с обсадной колонной и цементом в случае их наличия. Первая бурильная колонна 909а имеет первое буровое долото 908а, присоединенное к ее концу. Первое долото предпочтительно подходит для перфорирования части стальной обсадной колонны 936, покрывающей стенку 912 ствола скважины. Вторая бурильная колонна 909b, которая является гибкой, имеет второе буровое долото 908b, присоединенное к ее концу. Второе буровое долото предпочтительно выполнено с возможностью выдвигания [прохода] его через перфорационное отверстие, образованное в обсадной колонне 936, и перфорирования слоя 938 бетона и части пласта 905. Узел бурового двигателя (непоказанный) используется для приложения крутящего момента и усилия, предназначенного для сообщения поступательного движения, к первой и второй бурильным колоннам 909а, 909b.

Механизм в виде соединительного узла 950 образует средство, с помощью которого обе бурильные колонны 909а, 909b могут быть приведены в движение от одного привода от двигателя. Соединительный узел включает комплект введенных в зацепление, прямозубых цилиндрических зубчатых колес 940, 942, промежуточный вал 944 и коробку 946 передач с ортогональной зубчатой передачей. Соединительный узел пригоден для избирательного подсоединения узла бурового двигателя к первой и второй бурильным колоннам. Вторая бурильная колонна 909b избирательно соединяется в рабочем положении с зубчатой передачей, в результате чего крутящий момент, подаваемый на вторую бурильную колонну 909b посредством узла бурового двигателя, предпочтительно не передается через соединительную зубчатую передачу 950 на первую бурильную колонну 909а до тех пор, пока вторая бурильная колонна 909b не будет отведена в достаточной степени для того, чтобы установить второе буровое долото 908b в положении, при котором оно будет введено в контакт с прямозубым цилиндрическим зубчатым колесом 942.

Таким образом, например, для сверления сквозь стальную обсадную колонну вторая (гибкая) бурильная колонна 909b может быть отведена внутрь трубчатой направляющей 920 до тех пор, пока второе буровое долото 908b не войдет в контакт с прямозубым цилиндрическим зубчатым колесом 942, как показано на фиг.9b. Этот контакт вызывает вращение промежуточного вращающегося вала 944. Этот вращающийся вал, в свою очередь, приводит в движение первую бурильную колонну 909а посредством коробки 946 передач с ортогональной зубчатой передачей. Первая бурильная колонна 909а механически соединена с первым буровым долотом 908а, которое предпочтительно представляет собой долото с вставками из карбида вольфрама, пригодное для сверления стали. Гидравлический поршень (непоказанный) может быть использован с упорным подшипником для увеличения нагрузки на долото до уровня, необходимого для сверления стальной обсадной колонны 936.

После перфорирования обсадной колонны бетонный слой 938 и пласт 905 бурят посредством реверсирования направления двигателя поступательного движения для отвода первой бурильной колонны 909а и/или отвода гидравлического поршня (если он предусмотрен). Эта операция отвода создает достаточно места для вставки второй (гибкой) бурильной колонны 909b через отверстие в обсадной колонне 936, как показано на фиг.9С. Затем гибкий вал продолжает выполнять операцию бурения сквозь цементный слой 938 и стальную обсадную колонну 936 под действием крутящего момента и приводного усилия для сообщения поступательного движения, обеспечиваемых системой приводного двигателя.

Фиг.10А-10С показывают другой вариант осуществления перфорирующей системы 1070 с двумя долотами. Фиг.10А показывает систему с двумя долотами в отведенном положении, предназначенном для перемещения инструмента в стволе скважины. Фиг.10В показывает систему в первой конфигурации для бурения. Фиг.10С показывает систему во второй конфигурации для бурения. На этих фигурах вторая бурильная колонна 1009b имеет определенную траекторию бурения, образованную трубчатой направляющей 1020b, и соединительный узел включает соединительный элемент 1008с для долота, присоединенный к концу первой бурильной колонны 1009а, противоположному первому буровому долоту 1008а. Предусмотрено средство для избирательного перемещения первой бурильной колонны 1009а между позицией удерживания в трубчатой направляющей 1020а (фиг.10А и 10С) и позицией бурения в трубчатой направляющей 1020b (фиг.10В). Позиция бурения находится на траектории бурения (то есть в трубчатой направляющей 1020b) второй бурильной колонны 1009b, в результате чего создается возможность сцепления взаимодействия второго бурового долота 1008b (которое специально сконструировано с возможностью сцепления) с соединительным элементом 1008с для долота и приведения в движение первой бурильной колонны 1009а.

Перемещающее средство может обеспечить перемещение первой бурильной колонны посредством поворота, как показано в перфорирующей системе 1070 с двумя долотами по фиг.10А-10С, или посредством поступательного движения, как показано в перфорирующей системе 1170 с двумя долотами по фиг.11А-11С. Как указано выше, гидравлический поршневой вспомогательный механизм может быть также использован здесь для обеспечения соответствующей нагрузки на долото для операции сверления обсадной колонны и может быть дополнительно использован в качестве перемещающего средства. Таким образом, гидравлический механизм может быть использован для отвода (посредством поворота или поступательного движения) узла 1109а с первой бурильной колонной назад в корпус 1103 инструмента и в сторону от траектории 1120b перемещения второй бурильной колонны 1109b и обратно в позицию 1120а удерживания. Таким образом, вторая бурильная колонна 1109b и второе буровое долото 1108b могут свободно поступательно перемещаться и вращаться в канале 1120b для бурения породы пласта.

Фиг.12А-12С показывают еще одну перфорирующую систему 1270 с двумя долотами, включающую корпус 1203 инструмента. На этих фигурах первый и второй бурильные колонны 1209а, 1209b имеют каждый соответствующие определенные траектории 1220а, 1220b бурения. В данном варианте соединительный узел включает соединительный элемент 1208с для долота, присоединенный к концу первой бурильной колонны 1209а, противоположному первому буровому долоту 1208а, и средство, включающее скважинный отклонитель 1250 для избирательного смещения второй бурильной колонны 1209b с его траектории 1220b бурения на траекторию 1220а бурения первой бурильной колонны 1209а. В результате этого второе буровое долото 1208b будет устанавливаться в положение, при котором оно сцепляется с соединительным элементом 1208с для долота, в результате чего вторая бурильная колонна 1209b приводит в движение первую бурильную колонну 1209а. Другими словами, специально сконструированное долото для твердых пород, находящееся на конце гибкой колонны 1209b, входит во взаимодействие (сопрягается) с соединительным элементом 1208с для долота, находящимся на конце колонны 1209а для долота для сверления обсадной колонны. Таким образом, вращательное движение долота 1208а для сверления обсадной колонны сообщают за счет вращения второй гибкой бурильной колонны 1209b.

Бурильная колонна 1209а для сверления обсадной колонны предпочтительно механически соединена с гидравлическим вспомогательным механизмом (непоказанным). Гидравлический вспомогательный механизм обеспечивает нагрузку на долото, необходимую для операции сверления обсадной колонны, и отвод узла с долотом для сверления обсадной колонны обратно в корпус 1200 инструмента, когда это требуется. При сверлении стальной обсадной колонны инструмент 1200 поступательно перемещается вниз (фиг.12В) для гарантирования того, что вторая бурильная колонна окажется на первой траектории бурения на соответствующей высоте посредством скважинного отклонителя 1250. При бурении породы пласта инструмент 1200 поступательно перемещается вверх (фиг.12С) для гарантирования того, что вторая бурильная колонна окажется на второй траектории 1220b бурения на надлежащей высоте, при этом в этот момент времени вторая бурильная колонна 1209b и второе буровое долото 1208b могут свободно начать бурение горной породы посредством траектории 1220b бурения.

Описанные выше варианты осуществления с двумя долотами могут потребовать дополнительной механической операции для установки долота 1208а для сверления стали в нижнем положении (фиг.12В) для сверления стали и для перемещения первой бурильной колонны 1209b вверх и в сторону (фиг.12С) для бурения пласта. Данная механическая операция может быть выполнена посредством добавления выбранных гидравлических компонентов, например дополнительных соленоидов и гидравлических линий к существующим системам, которые находятся в пределах диапазона знаний обычного специалиста в соответствующей области техники.

Из вышеизложенного описания очевидно, что различные модификации и изменения могут быть выполнены в предпочтительных и альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения без отхода от его истинной сущности.

Описание служит только для иллюстрации, и его не следует рассматривать в ограничительном смысле. Объем изобретения должен определяться только текстом нижеприведенной формулы изобретения. Термин «содержащий» в формуле изобретения предназначен для того, чтобы означать «включающий в себя, по меньшей мере», так что приведенный перечень элементов в пункте формулы изобретения представляет собой открытую группу. Предусмотрено, что термины в единственном числе охватывают и формы множественного числа данных терминов за исключением случаев, когда они специально исключены.