Патент на изобретение №2349751

(54) СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ОТКАЧКИ ФЛЮИДА С ПОМОЩЬЮ АНАЛИЗА СКОРОСТИ ПРИТОКА ФЛЮИДА ИЗ ПОРОДЫ

(57) Реферат:

Изобретение относится к контролю качества при отборе проб пластовых флюидов. Техническим результатом является определение подвижности флюида в процессе его откачки, определение качества и состава пластового флюида. Способ включает откачку флюида из породы с использованием размещенного в скважине насоса и измерение в процессе откачки давления флюида и откачанного объема с использованием размещенных в скважине датчиков. При этом отслеживают в процессе откачки откачанный объем, оценивают скорость притока флюида на основе результатов измерений давления и объема и устанавливают скорость откачки флюида, обеспечивающую получение флюида практически в однофазном состоянии. Также предложено устройство для осуществления способа. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 20 ил., 1 табл.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится в целом к контролю качества при отборе проб пластовых флюидов и, в частности, к определению зависимости проницаемости породы и подвижности флюида от времени для выдачи показателя или критерия того, находится ли отбираемая проба флюида в однофазном состоянии, является ли ее поток ламинарным, а уровень ее загрязнения фильтратом бурового раствора – низким, что позволяет отбирать пробы флюида, обладающие оптимальной чистотой и находящиеся в однофазном состоянии, в котором флюид содержался в горной породе, что достигается применением анализа притока флюида из пласта во время откачки пробы. Предлагаемые в изобретении способ и устройство также позволяют выявлять осложнения, возникающие при откачке пробы (на основе коэффициента корреляции для зависимости давления от скорости притока пластового флюида), а также оптимизировать скорость откачки путем ее согласования с фильтрационными свойствами пласта, т.е. со способностью пласта отдавать содержащийся в нем флюид (с учетом подвижности и сжимаемости флюида).

Уровень техники

Для добычи углеводородов, например нефти и газа, бурят скважины, приводя во вращение буровое долото, закрепленное на конце бурильной колонны. В настоящее время значительная доля бурильных работ приходится на направленное бурение, т.е. бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин, для повышения добычи углеводородов и/или для извлечения из подземных пород-коллекторов дополнительных запасов углеводородов. В современных системах направленного бурения обычно используется бурильная колонна, имеющая компоновку низа бурильной колонны (КНБК), на конце которой установлено буровое долото, вращаемое забойным двигателем (турбонасосный забойный двигатель или турбобур) и/или вращающейся бурильной колонной. Для измерения определенных рабочих параметров, относящихся к бурильной колонне, используют ряд скважинных приборов, размещаемых в непосредственной близости от бурового долота. К таким приборам обычно относят датчики для измерения температуры и давления в скважине, приборы для измерения углов азимута и наклона (отклонения скважины от вертикали), а также приборы для измерения электрического удельного сопротивления с целью определения присутствия углеводородов и воды. На бурильной колонне часто устанавливают дополнительные скважинные приборы, известные как аппаратура каротажа в процессе бурения (КПБ), позволяющие в процессе проведения бурильных работ определять геологические характеристики пласта и условия залегания пластовых флюидов.

Промышленная разработка нефтегазовых месторождений требует значительных капиталовложений. Прежде чем приступить к освоению месторождения, компании-операторы хотят иметь в своем распоряжении как можно больше информации, чтобы оценить рентабельность месторождения. Несмотря на последние достижения в области сбора данных при бурении с использованием аппаратуры измерений в процессе бурения (ИПБ), часто возникает необходимость в проведении последующих испытаний углеводородных пород-коллекторов для получения дополнительных данных. Поэтому после завершения бурения скважины залежи углеводородов часто приходится исследовать другим испытательным оборудованием.

Один вид испытания или опробования пластов после завершения бурения скважины заключается в том, что из пласта-коллектора вызывают приток флюида, скважину закрывают, при помощи пробоотборного зонда или сдвоенного пакера берут пробы флюида, в испытательном объеме понижают давление, после чего давлению дают восстановиться до статического уровня. Эту последовательность действий можно повторять несколько раз на нескольких разных глубинах или в разных точках одного пласта-коллектора и/или в нескольких разных пластах-коллекторах, пересекаемых одной скважиной. Одним из важных аспектов информации, собираемой во время такого испытания или опробования, являются данные о характере восстановления давления после его понижения – создания депрессии на пласт. На основании этих данных можно судить о проницаемости пород и размере пласта-коллектора. Кроме того, существует необходимость отбора реальных проб пластовых флюидов и их испытания для получения данных поведения флюидов по температуре, объему и давлению (PVT), а также свойств флюидов, таких как плотность, вязкость и химический состав.

Для проведения этих важных испытаний при использовании некоторых систем бурильную колонну приходится извлекать из ствола скважины. Затем в скважину спускают другой инструмент или прибор, предназначенный для испытания или опробования пластов (испытатель или опробователь пластов). Спуск такого прибора в ствол скважины часто проводят на кабеле. Иногда для работы испытательного прибора необходимо использовать пакеры, изолирующие коллектор. Для управления испытателями пластов или передачи получаемых ими данных в настоящее время создано множество средств связи. Некоторые из таких решений предусматривают использование гидроимпульсной скважинной телеметрии для обмена данными со скважинным микропроцессором, расположенным в испытателе пласта или связанным с ним. В другом варианте может использоваться кабель, спускаемый с поверхности в скважину, где он стыкуется с гнездом электрического разъема испытателя пласта, в результате чего между поверхностью и испытателем пласта образуется электрическое соединение для передачи сигналов. Вне зависимости от типа используемого в настоящее время испытательного оборудования и типа используемой системы передачи информации затраты времени и финансовых средств, необходимые для извлечения из скважины бурильной колонны и спуска в скважину другого испытательного устройства, весьма велики. Кроме того, если скважина имеет сильное смещение от вертикали, испытание пластов при помощи канатной техники становится невозможным, так как испытательный прибор не сможет пройти в скважину на достаточную глубину, на которой залегает изучаемый пласт горных пород.

Способ и соответствующее устройство для измерения пластового давления и проницаемости породы описаны в патенте US 5233866 (Robert Desbrandes). На фиг.1 воспроизведена фигура из этого патента, на которой представлен способ испытания пласта депрессиями для определения пластового давления и проницаемости породы. Как показано на фиг.1, этот способ предусматривает понижение давления в гидравлической линии, сообщающейся со стенкой ствола скважины. На этапе 2 при помощи поршня увеличивают объем гидравлической линии, тем самым уменьшая в ней давление. При этом скорость понижения давления такова, что пластовый флюид, поступающий в гидравлическую линию, соединяется с флюидом, выходящим из гидравлической линии, что делает понижение давления по существу линейным. Чтобы задать базисную прямую с целью определения заданного допустимого отклонения, используется так называемый метод “построения наиболее приближенной прямой по точкам”. Показанное на чертеже допустимое отклонение значений от прямой линии составляет 2. После определения базисной прямой объем увеличивают с установившейся скоростью. В момент времени t₁ давление выходит за предел 2, и причиной такого отклонения считается то, что давление в гидравлической линии лежит ниже пластового давления. В момент времени t₁ создание депрессии прекращается, и на этапе 3 давлению дают стабилизироваться. В момент времени t₂ начинается еще один цикл испытания пласта депрессией, в котором может использоваться новая базисная прямая. Цикл испытания депрессией повторяется до тех пор, пока в гидравлической линии дважды не установится некоторое давление. В момент времени t₄ начинается этап 5 – заключительный цикл испытания депрессией для определения проницаемости породы пласта. Этап 5 заканчивается в момент времени t₅, когда давление в гидравлической линии восстанавливается, достигнув давления Pm в скважине. При выравнивании давления в гидравлической линии и в скважине вероятность прихвата прибора уменьшается. Затем прибор можно переместить в новое место испытания пласта или извлечь из скважины.

Недостаток решения по патенту US 5233866 заключается в том, что время, необходимое для стабилизации давления во время “мини-циклов восстановления давления” (ВД), делает испытание пластов слишком продолжительным. В случае малопроницаемой породы до стабилизации давления может пройти от нескольких десятков минут до нескольких суток. То, что за первым циклом следует один или несколько других циклов, только усугубляет проблему длительности испытаний.

Независимо от типа используемого оборудования: спускаемого в скважину на кабеле или измеряющего параметры пласта в процессе бурения, в рассмотренных выше системах измерения пластового давления и проницаемости давление измеряется путем понижения давления на участке ствола скважины до значения, находящегося ниже ожидаемого пластового давления, что выполняется в один прием и до определенного значения, намного меньшего предполагаемого пластового давления, либо путем непрерывного снижения давления с установившейся скоростью до тех пор, пока за счет поступления в прибор пластового флюида давление в камере прибора не стабилизируется. Затем, при прекращении создания депрессии, давление начинает нарастать и стабилизируется. Для гарантии достоверности результатов измерения пластового давления цикл испытания депрессией может быть повторен, а в некоторых случаях потеря или искажение данных требуют повторного испытания. Этот способ измерений сопряжен со значительными затратами времени.

В первичной заявке на настоящее изобретение, по которой выдан патент US 6609569 В2, предложены устройство и способ анализа скорости притока флюида из пласта (АСПФ), решающие задачу устранения некоторых из рассмотренных выше недостатков за счет использования устройства и способа, реализующих управление с обратной связью для повышения скорости испытаний на пластовое давление и проницаемость по сравнению с описанными выше устройствами и способами. Повышение скорости испытания пластов позволяет проводить больше испытаний, дающих фактические значения давления и проницаемости, что повышает эффективность и безопасность эксплуатации скважины. В заявке Krueger’а предлагаются устройство и способ, позволяющие создавать в скважине испытательный объем и шагами (поэтапно) уменьшать давление в этом испытательном объеме с переменной скоростью, что обеспечивает периодическое измерение давления по мере уменьшения испытательного объема. Коррекция скорости понижения давления выполняется прежде, чем давление стабилизируется, что исключает необходимость многоцикловых испытаний. Такие устройство и способ, основанные на пошаговом создании депрессии, значительно сокращают общее время измерения, тем самым повышая эффективность и безопасность бурения.

Существует необходимость определения подвижности флюида в процессе его откачки для того, чтобы при отборе пробы обеспечить контроль ее качества пробы и достоверность опробования. Также требует решения задача определения качества и состава пластового флюида. Кроме того, остается актуальной задача выявления осложнений при откачке, связанных с негерметичностью пакера (гидравлической манжеты), поступлением песка и переходом пробы флюида в двухфазное состояние.

Краткое изложение сущности изобретения

В настоящем изобретении предлагаются способ и устройство, предназначенные для выполнения анализа скорости притока флюида из пласта (АСПФ) в конце каждого такта насоса (рабочего хода поршня) в процессе опробования для того, чтобы достоверно судить о том, что из породы взята оптимальная по чистоте проба флюида, находящаяся в однофазном состоянии. Настоящее изобретение предусматривает измерение давления и положения поршня насоса, а также вычисление сжимаемости и подвижности пластового флюида и коэффициента корреляции, показывающего, что скорость, или темп, откачки соответствует способности породы отдавать содержащийся в ней флюид, т.е. подвижности флюида, содержащегося в породе.

Изобретением предусматривается построение в процессе откачки графика зависимости сжимаемости пластового флюида от времени, что перед взятием пробы дает определенную меру уверенности в том, что пластовый флюид практически не содержит примесей фильтрата. Определение проницаемости в зависимости от времени также дает показатель того, находится ли проба пластового флюида в однофазном состоянии и в условиях ламинарного течения. Сжимаемость фильтрата значительно меньше сжимаемости пластового флюида, содержащего растворенный газ. Изобретением предусматривается также построение графика зависимости давления от скорости притока с определением коэффициента корреляции для выявления осложнений при откачке, таких как поступление песка, свидетельствующих об обрушении породы-коллектора вследствие слишком быстрой откачки флюида. Изобретением предусматривается также сопоставление скорости откачки с подвижностью пластового флюида для получения пробы в однофазном состоянии за наименьшее время. Слишком быстрая откачка может привести к переходу находящегося перед насосом пластового флюида в двухфазное состояние (газ и жидкость), а слишком медленная повышает длительность откачки, что может обходиться в дополнительные тысячи долларов.

Краткое описание чертежей

Предлагаемые в изобретении новшества, а также само изобретение наглядно представлены на поясняемых ниже и прилагаемых к описанию чертежах, на которых однотипные узлы и детали обозначены одинаковыми номерами и на которых показано:

на фиг.1 – графическое качественное представление испытания пласта с измерением пластового давления известным способом,

на фиг.2 – вертикальная проекция системы морского бурения с использованием настоящего изобретения,

на фиг.3 – фрагмент бурильной колонны, выполненной с использованием настоящего изобретения,

на фиг.4 – схема выполнения системы, реализующей настоящее изобретение,

на фиг.5 – вертикальная проекция варианта осуществления настоящего изобретения с применением канатной техники (испытатель на кабеле),

на фиг.6 – графики изменения давления в зависимости от времени и рабочего объема насоса, на которых показан характер понижения давления, определенный теоретически с использованием для вычислений определенных параметров,

на фиг.7 – график изменения давления в зависимости от времени, на котором показан начальный участок кривой восстановления давления для породы с умеренно низкой проницаемостью,

на фиг.8 – графики, характеризующие способ определения пластового давления с использованием итерационных приближенных оценок,

на фиг.9 – график, характеризующий способ нахождения пластового давления с использованием данных неполного восстановления давления,

на фиг.10 – график изменения давления в зависимости от скорости отбора флюида, иллюстрирующий технику вычислений, используемую в способе определения пластового давления в соответствии с настоящим изобретением,

на фиг.11 – график, иллюстрирующий способ, предлагаемый в настоящем изобретении,

на фиг.12 – изображение развернутого в скважине опробователя пластов на кабеле,

на фиг.13 – изображение насоса двустороннего действия, предназначенного для прокачки пластового флюида в ствол скважины при опробовании пласта до получения не содержащей фильтрата пробы и откачки пластового флюида в приемный резервуар после получения чистой пробы,

на фиг.14 – данные анализа скорости притока флюида из пласта для трех тактов насоса, откачивающего флюид из породы,

на фиг.15 – график изменения давления в насосе для откачки пластового флюида, давления под пакером (гидравлической манжетой), линейного перемещения поршня насоса и откачанного насосом объема для трех тактов насоса опробователя пластов, соответствующих первому примеру откачки пластового флюида, прошедшему без осложнений,

на фиг.16 – график изменения давления в насосе в зависимости от скорости притока флюида из пласта для трех тактов насоса, отраженных на фиг.14 и 15; следует отметить, что коэффициент корреляции (R²) на фиг.16 и на фиг.14 превышает 0,99, что является показателем хорошего согласования скорости откачки со скоростью притока из пласта,

на фиг.17 – второй пример динамики процесса откачки, иллюстрирующий график изменения давления в насосе, давления под пакером, линейного перемещения поршня насоса и откачанного насосом объема для трех тактов насоса опробователя пластов, соответствующих второму, явно осложненному, примеру откачки пластового флюида,

на фиг.18 – график изменения давления в зависимости от скорости притока флюида из пласта для всех тактов насоса в показанном на фиг.17 примере, на котором видно, что коэффициент корреляции (R²) составляет всего 0,052, что является показателем осложнения,

на фиг.19 – график изменения давления в зависимости от скорости притока флюида из пласта для первых двух тактов насоса в показанном на фиг.17 примере, на котором видно, что коэффициент корреляции (R²) составляет 0,9323, что является показателем хорошего качества пробы вплоть до этого момента, и

на фиг.20 – изображение пробоотборника, позволяющего откачивать из пласта качественную пробу флюида, одновременно измеряя изменение подвижности/проницаемости по времени, что обеспечивает получение пробы в однофазном состоянии с низким уровнем загрязнения фильтратом бурового раствора, при этом физические характеристики полученной пробы соответствуют физическим характеристикам содержавшегося в пласте флюида.

Описание примера осуществления изобретения

На фиг.2 показана буровая установка в одном варианте изобретения. На этом чертеже изображена типовая буровая вышка 202, от которой понятным специалисту образом проведена скважина 204. Буровая вышка 202 имеет рабочую колонну 206, которая в данном варианте представляет собой бурильную колонну. На конце бурильной колонны 206 закреплено буровое долото 208 для бурения скважины 204. Изобретение может найти применение и с другими типами рабочих колонн, оно осуществимо также с применением канатной техники (кабелей, тросов, канатов), показанной на фиг.12, колонн сборных труб, колонн гибких труб НКТ и прочих труб малого диаметра, таких как трубы для спуска в скважину под давлением. Буровая вышка 202 установлена на буровом судне 222, снабженном трубопроводом 224, связывающим буровое судно 222 с морским дном 220. Вместе с тем, для реализации настоящего изобретения может быть приспособлена буровая установка любой конфигурации, например наземная установка.

При необходимости бурильная колонна 206 может быть снабжена забойным двигателем 210. В состав бурильной колонны 206 входит расположенное над буровым долотом 208 обычное контрольное устройство, которое может иметь по меньшей мере один датчик 214 для измерения в условиях скважины характеристик скважины, долота и породы-коллектора, известный из уровня техники. Одной полезной функцией датчика 214 является определение направления, азимута и ориентации бурильной колонны 206 при помощи измерителей ускорения (акселерометров) или аналогичных первичных преобразователей. Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) также содержит испытатель 216 пласта, выполненный в соответствии с изобретением и более подробно рассматриваемый ниже. В подходящем месте спусковой колонны 206, например, над испытателем 216 пласта расположена телеметрическая система 212. Телеметрическая система 212 используется для передачи управляющих сигналов и данных между поверхностью и испытателем 216 пласта.

На фиг.3 показана секция бурильной колонны 206, в которой применено настоящее изобретение. Эта секция с находящимся в ней скважинным прибором предпочтительно входит в состав КНБК, располагаясь вблизи бурового долота (на чертеже не показано). В состав прибора входят блок передачи данных и источник 320 энергии для обеспечения двусторонней связи с поверхностью и электроснабжения глубинных компонентов. В предпочтительном варианте скважинному прибору нужен лишь пусковой сигнал с поверхности, инициирующий процесс испытания пласта. В дальнейшем все функции управления прибором осуществляются скважинным контроллером и процессором (на чертеже не показаны). Источником энергии может быть генератор, приводимый турбонасосным забойным двигателем (на чертеже не показан), или любой другой подходящий источник питания. Предусмотрены также несколько стабилизаторов 308 и 310 для центрирования секции бурильной колонны 206 со скважинным прибором и пакеры 304 и 306 для изоляции части кольцевого пространства. Для обеспечения возможности непрерывной циркуляции бурового раствора выше пакеров 304 и 306 в то время, пока буровое долото не вращается, используется циркуляционный клапан, предпочтительно расположенный над верхним пакером 304. Для выпуска флюида из испытательного объема между пакерами 304 и 306 в верхнее кольцевое пространство используется отдельный выпускной или уравнительный клапан (на чертеже не показан). Выпуск флюидов через такой клапан снижает давление в испытательном объеме, что требуется для испытания пласта при помощи депрессий. Также предполагается, что давление между пакерами 304 и 306 можно понижать, всасывая флюид в прибор или выпуская флюид в нижнее кольцевое пространство, но в любом случае для понижения давления необходимо тем или иным способом увеличивать объем среднего кольцевого пространства.

В одном варианте изобретения на испытателе 216 пласта между пакерами 304 и 306 расположен выдвижной уплотнительный башмак 302, прижимающийся к стенке скважины 4 (фиг.1). Уплотнительный башмак 302 может использоваться и без пакеров 304 и 306, так как достаточно плотный контакт со стенкой скважины можно создать и с помощью одного башмака 302. Если пакеры 304 и 306 не используются, то необходимо создание усилия, прижимающего уплотнительный башмак 302 к стенке скважины 204. Образующееся при этом уплотнение создает вблизи уплотнительного башмака испытательный объем, находящийся только в пределах прибора и проходящий до насоса, без использования объема между пакерами.

Одним из путей обеспечения герметичности испытательного объема является более надежная фиксация бурильной колонны 206. Для заякоривания бурильной колонны 206 на время испытания пласта в конструкцию бурильной колонны 206 могут быть включены управляемые выдвижные распорные элементы 312 и 314. Как показано на чертеже, в данном варианте распорные элементы 312 и 314 встроены в стабилизаторы 308 и 310. Распорные элементы 312 и 314, которые на торцах должны иметь шероховатую рабочую поверхность для сцепления со стенкой скважины, защищают элементы конструкции из мягкого материала, такие как уплотнительный башмак 302 и пакеры 304 и 306, от повреждений, которые могут быть вызваны смещением прибора. Особую актуальность применение распорных элементов 312 имеет на плавучих буровых установках, таких как установка, показанная на фиг.2, поскольку вызываемые качкой движения могут привести к преждевременному износу уплотнений.

На фиг.4 схематически показан прибор, изображенный на фиг.3, с внутренними компонентами глубинного и наземного оборудования. Для фиксации бурильной колонны 206 избирательно выдвигающиеся распорные элементы 312 упираются в стенку 204 скважины. Пакеры 304 и 306, хорошо известные в данной области техники, расширяются, прижимаясь к стенке 204 скважины. В рабочем состоянии пакеры делят кольцевое пространство скважины на три участка, разобщая между собой верхнее кольцевое пространство 402, среднее кольцевое пространство 404 и нижнее кольцевое пространство 406. Изолированная часть кольцевого пространства (или просто изолированная зона) 404 граничит с породой 218 пласта. На бурильной колонне 206 с возможностью избирательного или управляемого выдвижения в изолированную зону 404 установлен выдвижной уплотнительный башмак 302. Как показано на чертеже, через выдвижной уплотнительный башмак 302 проходит гидравлическая линия, которая соединяет нетронутый пластовый флюид 408 и датчики прибора, такие как датчик 424 давления, создавая отверстие 420 в изолированном кольцевом пространстве 404. Чтобы исследовать или отбирать на пробу именно флюид из породы, предпочтительно, чтобы пакеры 304 и 306 были плотно прижаты к стенке 204, а между стенкой и выдвижным элементом 302 образовалось герметичное уплотнение. Понижение давления в изолированной зоне 404 перед вводом уплотнительного башмака 302 в контакт со стенкой скважины вызывает приток флюида из пласта в изолированную зону 404. При таком движении пластового флюида, когда выдвижной элемент 302 войдет в контакт со стенкой скважины, проходящее через уплотнительный башмак 302 отверстие 420 будет открыто для поступления нетронутого флюида 408. При бурении наклонно-направленных или горизонтальных скважин весьма желательно управлять ориентацией выдвижного элемента 302. При этом в предпочтительной ориентации выдвижной элемент должен быть направлен к верхней части стенки скважины. Для определения ориентации выдвижного элемента 302 можно использовать датчик 214, например измеритель ускорения. Затем выдвижной элемент может быть выставлен в заданном направлении при помощи приемов и не показанных на чертеже средств, хорошо известных в данной области техники, таких как направленное бурение с помощью отклоняющего переводника. Устройство для бурения, например, может включать в себя бурильную колонну 206, вращающуюся от наземного вращательного привода (на чертеже не показан). Для вращения колонны независимо от бурового долота также может использоваться забойный гидротурбинный двигатель (поз.210 на фиг.2). Таким образом, бурильная колонна может поворачиваться до тех пор, пока выдвижной элемент не установится в заданном направлении, о чем можно судить по показаниям датчика 214. На время испытания наземный вращательный привод останавливается, и бурильная колонна 206 перестает вращаться, тогда как буровое долото с приводом от забойного гидротурбинного двигателя может продолжать вращение.

Управление процессом испытания пласта предпочтительно осуществляется скважинным контроллером 418. Контроллер 418 связан по меньшей мере с одним устройством 426 управления объемом системы (насосом). В предпочтительном варианте насос 426 представляет собой устройство с небольшим поршнем, перемещающимся с приводом от шарикового винта и шагового электродвигателя или иного двигателя с плавным регулированием, благодаря его способности последовательно (в несколько приемов) изменять объем системы. Кроме того, насос 426 может быть и винтовым насосом. При использовании других типов насосов в систему также необходимо включить расходомер. Для управления потоком флюида к насосу 426 в гидравлической линии 422 между датчиком давления 424 и насосом 426 расположен клапан 430. Испытательным объемом 405 прибора является объем пространства под отводимым поршнем насоса 426, включая объем гидравлической линии 422. Датчик давления используется для измерения давления в испытательном объеме 404. Здесь следует отметить, что испытание пласта может быть столь же полноценным, если его проводить при убранном уплотнительном башмаке 302. В этом случае объем системы включает в себя объем среднего кольцевого пространства 404. Это позволяет проводить “экспресс-тест”, экономя время на выдвижении и втягивании башмака. Датчик 424 подключен к контроллеру 418, обеспечивая обратную связь, необходимую для работы замкнутой системы управления. Обратная связь используется для коррекции установок параметров, например предельного значения давления для последующих изменений объема. Для дополнительного сокращения времени испытания в состав скважинного контроллера входит процессор (отдельно не показан), а для сохранения данных для будущего анализа и задания установок по умолчанию дополнительно могут быть предусмотрены база данных и система хранения данных.

При создании депрессии в изолированной зоне 404 флюид отводится в верхнее кольцевое пространство 402 через уравнительный клапан 419. В канале 427, соединяющем насос 426 с уравнительным клапаном 419, имеется внутренний клапан-распределитель 432. Если необходимо взять пробу флюида, то вместо сброса через уравнительный клапан 419 флюид можно отводить при помощи внутренних клапанов 432, 433а и 433b в приемные резервуары 428, представляющие собой необязательные компоненты прибора. Типовая процедура отбора проб флюида предусматривает извлечение содержащегося в резервуарах 428 флюида из скважины для анализа.

В типовом варианте прибора, предназначенном для испытания пластов с низкой подвижностью флюидов (с низкой проницаемостью), система, помимо показанного на чертеже насоса 426, содержит по меньшей мере еще один насос (отдельно не показан). Внутренний объем этого второго насоса должен быть гораздо меньшим, чем у основного насоса 426. Предполагается, что объем второго насоса должен составлять одну сотую объема основного насоса. Для подключения этих двух насосов к гидравлической линии 422 может использоваться обычный тройниковый соединитель с клапаном-распределителем, управляемым скважинным контроллером 418.

В породе с низкой проницаемостью основной насос используется для создания начальной депрессии. Контроллер переключается на второй насос для работы при давлении ниже пластового. Преимущество второго насоса с малым внутренним объемом заключается в том, что восстановление давления в таком насосе происходит быстрее, чем в насосе большего объема.

Результаты обработки данных в скважине можно отправлять на поверхность для предоставления оператору буровой установки информации о скважинных параметрах и условиях или для проверки достоверности результатов испытаний. Контроллер передает прошедшие обработку данные в расположенную в скважине систему двухсторонней связи 416. Скважинная система 416 передает сигналы данных в наземную систему связи 412. Существует ряд известных средств и методов передачи данных. Для достижения целей настоящего изобретения достаточной будет любая приемлемая система. После того как переданный сигнал был принят на поверхности, наземный контроллер и процессор 410 преобразует данные и передает полученные данные в соответствующее устройство 414 вывода или хранения данных. Как было описано выше, наземный контроллер 410 и наземная система связи 412 также используются для передачи команды начала испытания.

На фиг.5 представлен вариант осуществления настоящего изобретения с использованием прибора, спускаемого на кабеле. На чертеже скважина 502 пересекает пласт 504 пород, содержащий природный коллектор, в котором имеются слои газа 506, нефти 508 и воды 510. В скважине 502 рядом с породой пласта, или формации, 504 расположен спускаемый на кабеле прибор 512, поддерживаемый бронированным кабелем 514. Из прибора 512 выступают распорные элементы (лапы) 312, используемые при необходимости для придания устойчивости прибору 512 в скважине. На приборе 512 установлены два расширяющихся пакера 304 и 306, способных разобщать кольцевое пространство скважины 502 с образованием верхнего кольцевого пространства 402, герметично изолированного среднего кольцевого пространства 404 и нижнего кольцевого пространства 406. На приборе 512 расположен уплотнительный башмак 302, способный выборочно выдвигаться. Распорные элементы 312, пакеры 304 и 306 и выдвижной уплотнительный башмак 302 имеют практически ту же конструкцию, что была описана при рассмотрении фиг.3 и 4, поэтому здесь их подробное описание не повторяется.

Телеметрическая аппаратура для варианта с использованием прибора на кабеле представляет собой скважинный блок 516 двусторонней связи, связанный с наземным блоком 518 двусторонней связи при помощи одного или нескольких проводников 520, проходящих в бронированном кабеле 514. Наземный блок 518 двусторонней связи размещен в наземном устройстве управления, в состав которого входят процессор 412 и устройство вывода 414, например, такие, как были описаны при рассмотрении фиг.4. Направление бронированного кабеля 514 при спуске прибора в ствол 502 скважины осуществляется при помощи стандартного канатного шкива 522. В состав прибора 512 входит скважинный процессор 418, предназначенный для управления процессом испытания пласта с использованием способов, которые рассматриваются ниже.

Показанный на фиг.5 вариант осуществления изобретения целесообразно использовать для определения точек контакта 538 и 540 между газом 506 и нефтью 508, а также между нефтью 508 и водой 510 по разрезу скважины. Для наглядного пояснения этого варианта применения на схему пласта 504 наложен график 542 изменения давления по глубине. Скважинный прибор 512 содержит насос 426, несколько датчиков 424 и, при необходимости, приемные резервуары 428 для отбора проб, например, рассмотренные выше для варианта, показанного на фиг.4. Эти компоненты используются для измерения пластового давления на разных глубинах в стволе скважины 502. Отмеченные на графике значения давления служат индикатором плотности жидкости или газа, которая отчетливо меняется при переходе от одного флюида к следующему. Таким образом, имея множество замеров давления M₁-M_n, можно получить необходимые данные для определения точек контакта 538 и 540.

Ниже рассматриваются стратегия измерений и методы вычислений для определения эффективной подвижности (k/) флюидов в породе-коллекторе в соответствии с настоящим изобретением. Длительность измерений довольно мала, а устойчивость вычислений к ошибкам обеспечивается для большого диапазона значений подвижности. Начальная депрессия создается при скорости откачки (соответствующей скорости отвода поршня насоса) от 0,1 до 0,2 см³/с, что значительно меньше соответствующих скоростей, обычно используемых в настоящее время. Меньшие скорости откачки уменьшают вероятность повреждения породы вследствие миграции мелких частиц, уменьшают изменения температуры, обусловленные расширением флюида, инерционное гидравлическое сопротивление, которое при измерениях проницаемости скважинным прибором может быть значительным, а также позволяют быстро достичь установившегося, или стационарного, притока флюида в пробоотборный зонд при любых значениях подвижности, кроме очень низких.

При низкой подвижности флюидов (менее чем примерно 2 мД/сП) достижение установившегося притока не требуется. Для таких измерений сжимаемость флюида определяется по начальной части депрессии, когда давление в пробоотборном зонде превышает пластовое давление. Эффективная подвижность флюидов и давление р* в удаленном пласте определяется рассматриваемыми ниже способами по начальному этапу восстановления давления, что исключает необходимость длительного завершающего этапа восстановления давления, на котором давление постепенно достигает постоянного значения.

Для более высоких значений подвижности, когда режим установившегося притока наступает во время депрессии довольно быстро, поршень насоса останавливают, после чего начинается быстрое восстановление давления. Для подвижности, равной 10 мД/сП, и условий, принятых для расчетов, описанных ниже в качестве примера (в том числе скорости откачки, равной 0,2 см³/с), установившийся приток наступает при депрессии, соответствующей понижению давления примерно на 54 фунт на кв.дюйм ниже пластового. Последующее восстановление давления (до пластового давления плюс-минус 0,01 фунт на кв.дюйм) занимает всего лишь около 6 секунд. Для больших значений подвижности депрессия на пласт меньше, а период восстановления давления – короче (оба параметра ведут себя обратно пропорционально подвижности). Подвижность можно вычислять по скорости притока флюида в установившемся режиме и разности между пластовым давлением и создаваемой депрессией. Для проверки потока на инерционное гидравлическое сопротивление можно использовать несколько скоростей откачки. При этом для откачки с меньшими скоростями и при меньших перепадах давления может возникнуть необходимость доработки насоса.

Как показано на фиг.4, после того как пакеры 304 и 306 приведены в рабочее состояние, а поршень насоса находится в своем исходном положении перед выполнением полного рабочего хода на всасывание, насос 426 приводится в действие, предпочтительно при постоянной скорости увеличения его рабочего объема, или скорости откачки (q_нас). Пробоотборный зонд и соединительные линии (трубопроводы), идущие от него к датчику давления и насосу, образуют объем текучей среды в измерительной системе, или “объем системы”, V_сист, который предполагается заполнять однородной текучей средой, например буровым раствором. До тех пор, пока давление внутри пробоотборника превышает пластовое давление, а стенка коллектора по окружности ствола скважины закрыта глинистой коркой, приток какой-либо текучей среды в скважинный прибор невозможен. При допущении отсутствия утечек флюида через пакер, а также падения температуры, обусловленного расширением текучей среды при совершении работы, давление в “системе” по данным датчика давления определяется расширением текучей среды, равным рабочему объему насоса, увеличивающемуся при отводе его поршня. Если А_порш – площадь поперечного сечения поршня насоса, х – пройденное поршнем расстояние, С – сжимаемость флюида, а р – давление в системе, скорость падения давления будет зависеть от объемной скорости расширения в соответствии с уравнением (1):

Уравнение (2) показывает, что при отводе поршня насоса объем системы увеличивается:

а дифференцирование уравнения (2) показывает, что:

Таким образом, подстановкой результатов решения уравнения (3) в уравнение (1) и преобразованием получим:

При постоянной сжимаемости уравнение (4) можно проинтегрировать, получив зависимость давления в пробоотборном зонде от объема системы:

Давление в пробоотборном зонде можно отнести ко времени вычислением зависимости объема системы от времени по уравнению (2). И, наоборот, если сжимаемость не постоянна, ее среднее значение в интервале между любыми двумя значениями объема системы определяется выражением:

где индексы 1 и 2 не обязательно означают замеры, следующие непосредственно друг за другом. Следует отметить, что если при создании депрессии температура понижается, кажущаяся сжимаемость будет слишком мала. Резкое возрастание сжимаемости может указывать на осложнение при откачке, например поступление песка, разгазирование флюида либо его просачивание через пакер или уплотнение между торцом пробоотборного зонда и стенкой ствола скважины. При любых обстоятельствах расчетные значения сжимаемости будут недостоверными всякий раз, когда давление в пробоотборном зонде будет меньше пластового давления, в результате чего поток флюида сможет поступать в пробоотборный зонд, создавая видимость заметного роста сжимаемости. Однако следует отметить, что у реальных жидких сред сжимаемость почти неизменно слегка повышается с уменьшением давления.

На фиг.6 показан пример создания депрессии с понижением давления от исходного абсолютного гидростатического давления в скважине, 5000 фунт на кв.дюйм, до (и ниже) абсолютного пластового давления (р*) 608, составляющего 4626,168 фунт на кв.дюйм и рассчитанного исходя из следующих условий, взятых в качестве примера:

– эффективный радиус пробоотборного зонда, r_i, равен 1,27 см;

– безразмерный геометрический коэффициент, G₀ равен 4,30;

– исходный объем системы, V₀, равен 267,0 см³;

– скорость откачки при отводе поршня, q_нас, постоянна и равна 0,2 см³/с;

– сжимаемость, С, постоянна и равна 1×10^-5 фунт на кв.дюйм^-1.

При расчетах предполагалось отсутствие изменений температуры и просачивание текучих сред в пробоотборный зонд через уплотнение. Понижение давления при создании депрессии представлено в зависимости от времени или в зависимости от увеличения объема насоса при отводе поршня, которые отложены соответственно по нижней и верхней осям абсцисс графика на фиг.6. Начальная часть 610 кривой понижения давления (находящаяся выше p*) рассчитывается по уравнению (5) с использованием значения V_сист, вычисленного по уравнению (2). Дальнейшее понижение давления с переходом через пластовое давление при отсутствии притока в пробоотборный зонд представлено как кривая 612 “нулевой” подвижности. Необходимо отметить, что вся кривая понижения давления при “нулевом” движении флюида слегка изогнута, что обусловлено постоянно возрастающим объемом системы.

Обычно, когда давление падает ниже p*, а проницаемость породы больше нуля, содержащийся в породе флюид начинает движение в пробоотборный зонд. При достижении равенства p=р* приток флюида равен нулю, но с уменьшением р он постепенно увеличивается. В реальных условиях может потребоваться некоторый перепад давления, чтобы глинистая корка начала осыпаться, обнажив ту часть поверхности стенки ствола скважины, что находится в пределах внутреннего радиуса манжеты, или пакера, пробоотборного зонда. В этом случае кривая, характеризующая изменение давления по времени, не будет плавно уходить в сторону от кривой “нулевого притока”, как это показано на фиг.6, а будет иметь определенный перегиб. До тех пор пока скорость увеличения объема системы (соответствующая скорости увеличения рабочего объема насоса при отводе его поршня) превышает интенсивность, или скорость, притока флюида в пробоотборник, давление в пробоотборном зонде будет продолжать снижаться. Восполняя недостаточный приток, флюид, содержащийся в объеме V_сист, расширяется. Пока приток флюида из породы подчиняется закону Дарси, его интенсивность (расход поступающего флюида) будет возрастать, причем этот рост будет пропорционален перепаду давлений (р*-р). В конечном счете скорость притока поступающего из породы флюида сравняется со скоростью откачки, после чего давление в пробоотборном зонде будет оставаться постоянным. Этот режим известен как установившийся, или стационарный, приток.

Уравнение, описывающее установившийся приток флюида, имеет следующий вид:

Для условий, приведенных в отношении фиг.6, перепад давлений при депрессии, обеспечивающей приток в установившемся режиме, р*-р_уст, составляет 0,5384 фунт на кв.дюйм для k/=1000 мД/сП, 5,384 фунт на кв.дюйм для 100 мД/сП, 53,84 фунт на кв.дюйм для 10 мД/сП и т.д. При скорости откачки 0,1 см³/с эти перепады давления будут наполовину меньше, а при скорости откачки 0,4 см³/с – вдвое больше и т.д.

Как поясняется ниже, для таких депрессий при высоких значениях подвижности восстановление давления после остановки поршня насоса наступает весьма быстро. Значение р* можно определить через несколько секунд по значению давления, стабилизировавшегося после депрессии. В случае высокой подвижности пластовых флюидов (k/>50 мД/сП) скорость откачки при последующей(-их) депрессии(-ях), возможно, придется увеличивать для получения достаточного отрицательного перепада давлений (р*-р). При меньших же значениях подвижности скорость откачки следует уменьшать, чтобы убедиться в том, что инерционное гидравлическое сопротивление (поток, не подчиняющийся закону Дарси) является незначительным. В этих случаях желательно использовать в общей сложности три различных скорости откачки.

Вычисления в установившемся режиме весьма желательно проводить при больших значениях подвижности, поскольку из расчета выпадает сжимаемость, а подвижность определяется непосредственным вычислением. Однако при этом высоки требования к используемому оборудованию: во-первых, необходимо обеспечить постоянство скорости откачки и легкость ее регулирования, и, во-вторых, перепады давлений (р*-р_уст) должны быть небольшими. Желательно иметь малый поршень, приводимый в движение шариковым ходовым винтом и шаговым электродвигателем для контроля депрессии во время приближения к режиму установившегося притока при малых значениях подвижности.

На фиг.6 показано, что за отложенный на графике отрезок времени процесс отбора флюида, характеризуемый кривой 614 для подвижности 1,0 мД/сП и кривыми для меньших значений подвижности, не вышел на установившийся режим. Кроме того, для кривой 616, соответствующей подвижности 0,1 мД/сП и ниже, отклонения от кривой, соответствующей нулевой подвижности, едва заметны. Например, за 10 секунд величина понижения давления при подвижности 0,01 мД/сП лишь на 1,286 фунт на кв.дюйм меньше, чем при полном отсутствии притока. Можно предположить возможность гораздо больших, чем это, отклонений по давлению, обусловленных неизотермическими условиями или небольшими изменениями сжимаемости флюида. Снижение давления относительно р* более чем 200-400 фунт на кв.дюйм не рекомендуется, так как почти гарантировано значительное инерционное гидравлическое сопротивление (поток, не подчиняющийся закону Дарси), существует вероятность повреждения пласта из-за миграции мелких частиц, избежать нарушений температурного режима становится гораздо труднее, становится вероятным разгазирование, и возрастает мощность, потребляемая насосом.

На отрезке времени, когда р<р*, и до достижения установившегося притока флюида действуют три показателя скорости: 1) скорость откачки, характеризующая увеличение объема системы по времени, 2) скорость (интенсивность) притока флюида из пласта в пробоотборный зонд и 3) скорость расширения флюида в объеме системы, которая равна разности первых двух скоростей. При допущении, что условия являются изотермическими, фильтрация в породе подчиняется закону Дарси, проницаемость породы вблизи торца пробоотборного зонда не нарушена, а вязкость флюида – постоянна, с помощью приведенного ниже уравнения, связывающего между собой три обсуждавшихся выше показателя скорости, были рассчитаны представленные на фиг.6 кривые 618, 614 и 616 отбора флюида на депрессии для трех значений подвижности флюида 10, 1,0 и 0,1 мД/сП:

в котором приток флюида из породы в пробоотборник на временном шаге n вычисляется в соответствии со следующим выражением:

Поскольку для вычисления в уравнении (9) требуется значение р_n, которое необходимо для решения уравнения (8), использовался итерационный метод. Для меньших значений подвижности при использовании р_n-1 в качестве первой приближенной оценки p сходимость результатов была быстрой. Однако для кривой, соответствующей 10 мД/сП, для каждого временного шага требовалось гораздо большее число итераций, и в случае подвижности 100 мД/сП и выше эта процедура стала неустойчивой. Необходимо использовать меньшие временные шаги и/или намного большее затухание (либо методику с применением решающих программ, а не итерационный метод).

Чтобы инициировать восстановление давления, поршень насоса останавливают (или замедляют). Когда поршень остановился, объем системы остается постоянным, а приток флюида из пласта в пробоотборный зонд приводит к тому, что содержащийся в объеме системы флюид сжимается, соответственно вызывая повышение давления. Для измерений при высокой подвижности, когда вычисления выполняются только в режиме установившегося притока, определение сжимаемости флюида не требуется. Восстановление давления используется лишь для определения p*, поэтому для восстановления давления поршень насоса останавливают полностью. При условиях, приведенных для фиг.6, время восстановления давления до р* плюс-минус 0,01 фунт на кв.метр составляет для кривых 618, 620 и 622, соответствующих подвижности 10, 100 и 1000 мД/сП соответственно 6,0, 0,6 и 0,06 секунд.

Для измерений, выполняемых в условиях малой подвижности, когда при отборе флюида режим установившегося притока не достигается, восстановление давления используется для определения как p*, так и k/. Однако выполнять измерения на протяжении всего процесса восстановления давления не требуется. Это занимает непомерно большое время, поскольку на конечном отрезке кривой восстановления давления движущая сила, приближающая давление к p*, стремится к нулю. В следующей части описания представлена методика, позволяющая обходиться без измерений на этом длительном этапе восстановления давления.

Уравнение, описывающее процесс восстановления давления, при допущении постоянства температуры, проницаемости, вязкости и сжимаемости, имеет следующий вид:

Переписав и проинтегрировав это равенство, получим:

где t₀ и р₀ – соответственно время и давление в пробоотборном зонде на момент начала восстановления давления или в любой произвольной точке на кривой восстановления давления.

На фиг.7 представлен график, соответствующий начальному участку кривой восстановления давления 630 для подвижности 1 мД/сП, которая начинается с абсолютного давления 4200 фунт на кв.дюйм и в случае полного восстановления давления дошла бы до пластового давления р*, равного 4600 фунт на кв.дюйм. Это значение получено расчетным путем из уравнения (11). Дополнительно к параметрам, приведенным на этой фигуре, следует отметить, что р₀=4200 фунт на кв.дюйм.

Определение пластового давления р* по неполной кривой восстановления давления можно рассмотреть на примере. В таблице представлены данные гипотетического эксперимента. Проблема заключается в том, чтобы точно определить значение р*, получить которое иным методом не представляется возможным. Для получения р* опытным путем потребовалось бы по меньшей мере 60 секунд, вместо 15 секунд, показанных на фиг.7. Единственной гипотетически известной информацией являются системные значения, приведенные для фиг.6, и объем системы V_сист, равный 269,0 см³. Сжимаемость, С, определяется при помощи уравнения (6) по данным, полученным в начале понижения давления, начиная с гидростатического давления в скважине.

Первую группу параметров в правой части уравнения (11) и предшествующую логарифмическую группу можно рассматривать для восстановления давления как постоянную времени . Таким образом, приняв это определение и преобразовав уравнение (11), получим:

График, показывающий зависимость левой части уравнения (12) от (t-t₀), представляет собой прямую, для которой тангенс угла наклона равен 1/, а отрезок, отсекаемый на координатной оси, равен нулю. На фиг.8 показаны графики, построенные по данным, приведенным в таблице, с использованием уравнения (12) при разных предположениях значения р*. На этой фигуре видно, что лишь при точном значении абсолютного пластового давления, равном 4600 фунт на кв.дюйм, можно получить искомую прямую 640. Кроме того, для предположений, меньших точного значения р* (кривая 646), крутизна кривой (угла ее наклона) на более раннем участке меньше, чем на более позднем. И, наоборот, для слишком высоких предположений (кривые 642 и 644), крутизна кривой на более ранних участках больше, чем на более поздних.

Этими наблюдениями можно воспользоваться для создания быстрого способа нахождения точного значения р*. Сначала вычислим среднее значение тангенса угла наклона кривой на произвольном раннем интервале данных, представленных в таблице. Расчет тангенса угла наклона начинается при t₁ и р₁ и заканчивается при t₂ и р₂. Затем вычислим средний тангенс угла наклона позднего участка кривой по более позднему интервалу данных указанной таблицы. Подстрочными индексами для параметров начала и конца этого расчета будут соответственно 3 и 4. Теперь разделим тангенс угла наклона раннего участка кривой на тангенс угла наклона позднего участка кривой, получив коэффициент R:

Допустим, что за начало раннего участка кривой мы берем из таблицы второй набор экспериментальных точек: время 2,0825 с и абсолютное давление 4300 фунт на кв.дюйм. Допустим также, что за конец раннего участка кривой, начало и конец позднего участка кривой, имеющих подстрочные индексы соответственно 2, 3 и 4, мы берем из таблицы соответственно 5-й, 9-й и 11-й наборы экспериментальных точек. Если теперь мы предположим, что р* равно 4700 фунт на кв.дюйм, то подставим эти числа в уравнение (13), и вычисленное значение R будет равно 1,5270. Поскольку это значение больше единицы, предположение было слишком высоким. Результаты оценки этого и других предположений в отношении значения p* с использованием тех же данных, что рассмотрены выше, представлены в виде кривой 650 на фиг.9. Точное значение давления р*, равное 4600 фунт на кв.дюйм, соответствует коэффициенту R=1. Эти вычисления можно легко включить в решающую программу, которая быстро приведет p* к его точному значению, не строя графиков. Установив точное значение p*, подвижность вычисляется на основе преобразования уравнения (11) с использованием сжимаемости, полученной в ходе первоначальной депрессии относительно гидростатического давления.

Вообще, для реальных данных при вычислении значения р*, а затем – k/ следует избегать использования самого раннего интервала данных восстановления давления. На этом наиболее быстром этапе процесса восстановления давления, характеризующемся высокими перепадами давления, имеется наибольшее тепловое искажение данных, обусловленное выделением тепла при сжатии, а также наибольшая вероятность того, что поток поступающего флюида не будет подчиняться закону Дарси. После определения значения р* описанным выше способом весь набор данных следует представить графически в соответствии с фиг.7. Если в начальной части такого графика выявляется рост крутизны кривой с течением времени, после кривая постепенно выпрямляется, это может быть веским показателем того, что приток флюида при более высоких перепадах давлениях не подчиняется закону Дарси.

Еще один метод, предлагаемый в настоящем изобретении, поясняется ниже со ссылкой на фиг.10. На фиг.10 представлена зависимость между давлением 602 в приборе и скоростью q_пр.п 604 притока флюида из пласта, а также влияние выхода скорости притока ниже и выше определенных предельных значений. Закон Дарси гласит, что давление прямо пропорционально скорости притока флюида в пласте. Таким образом, если построить график зависимости давления от скорости перемещения поршня при откачке, то при постоянном давлении в приборе в процессе перемещения поршня с некоторой заданной скоростью такой график будет иметь форму прямой. Аналогичным образом, график зависимости между значениями скорости притока и стабилизировавшегося давления на участке между некоторыми нижним и верхним пределами будет иметь форму прямой, обычно с отрицательным наклоном (m) 606. Тангенс этого угла наклона используется для определения подвижности (k/) флюида в породе пласта. Для получения скорости притока флюида из пласта уравнение (8) можно преобразовать следующим образом:

Уравнение (14) справедливо для условий неустановившегося притока, а также установившегося. Скорость притока из пласта q_пр.п можно вычислить по уравнению (14) для условий неустановившегося притока, когда параметр С известен достаточно точно, что позволяет определить точки для построения графика, показанного на фиг.10.

Условия установившегося притока упростят уравнение (14), так как (р_n-1-р_n)=0. В условиях установившегося притока для определения точек прямолинейного отрезка графика на фиг.10 можно использовать известные параметры прибора и измеренные значения. На этом отрезке в уравнение можно подставить скорость откачки q_нас. Тогда, используя q_нас в уравнении (9), получим:

В уравнении (15) m=(р*-р_уст)/q_нас. Единицами измерения для k/ является мД/сП, для абсолютного давления р_n и р* – фунт на кв.дюйм, для r_i – см, для q_пр.п – см³/с, для V_нас и V₀ – см³, для С – (фунт на кв.дюйм)^-1, а для t – секунды. Каждое значение давления на прямолинейном отрезке представляет собой установившееся давление при данной скорости притока (или скорости всасывания).

На практике уход графика в сторону от прямой вблизи нулевой скорости притока флюида из пласта (фильтрат) может явиться показателем проникновения в прибор бурового раствора (скорость потока приблизительно равна нулю). При высоких же интенсивностях притока такое отклонение обычно связано с несоответствием притока закону Дарси. Однако пластовое давление можно определить, продлив прямолинейный участок до пересечения с осью ординат, соответствующей нулевой скорости отбора. Расчетное значение пластового давления р* должно быть равным измеренному пластовому давлению в пределах пренебрежимо малой погрешности.

Задача гидростатического испытания пласта заключается в определении давления в породе-коллекторе и определении подвижности флюида в этом коллекторе. Коррекции скорости перемещения поршня насоса до получения постоянных значений измеряемого давления (нулевой наклон кривой) по определенному методу дает необходимую информацию, позволяющую определить давление и подвижность независимо от метода восстановления давления до “стабильного уровня” с использованием постоянного объема.

Определенными преимуществами этого метода являются контроль качества за счет автоматической проверки достоверности результатов испытания путем наблюдения стабильного восстановившегося давления, а также контроль качества за счет сравнения подвижности, определенной в процессе понижения давления, с подвижностью, определенной в процессе восстановления давления. Кроме того, если невозможно воспользоваться результатами стадии испытания, предусматривающей восстановление давления (в случаях потери прибором герметичности или чрезмерно большого времени восстановления давления), пластовое давление дает значение р*.

На фиг.11 представлен пример графика изменения давления в приборе по времени при использовании еще одного способа, предлагаемого в настоящем изобретении. Этот график иллюстрирует способ, предполагающий изменение скорости перемещения поршня при создании депрессии на основе угла наклона кривой изменения давления по времени. Данные от датчиков, получаемые в любой момент испытания, можно использовать совместно с уравнением (14) для построения графика, подобного показанному на фиг.10, или же вводить в управляемые компьютером автоматизированные решающие программы. Отдельные результаты измерений, характеризующие установившиеся давления при различных скоростях притока, можно использовать для проверки достоверности испытаний.

Осуществление предлагаемого в изобретении способа начинается с развертывания прибора ИПБ, подобного представленному на фиг.4, или спускаемого на кабеле прибора, подобного представленному на фиг.5. Вначале пробоотборный зонд 420 прибора прижимается к стенке ствола скважины, и в испытательном объеме 405 находится по существу лишь буровой раствор, давление которого равно гидростатическому давлению в кольцевом пространстве. По команде, переданной с поверхности, в момент времени 702 начинается фаза I испытания. Последующие действия предпочтительно совершать под управлением скважинного контроллера 418. Используя этот контроллер для управления откачивающим насосом 426 с поршнем, давление в испытательном объеме понижают с постоянной скоростью за счет установки скорости отвода поршня откачивающего насоса на заданное значение. Для измерения параметров, по меньшей мере давления флюида в приборе, через заданные промежутки времени используются датчики 424. Эти промежутки времени задают таким образом, чтобы в каждой фазе испытания производить по меньшей мере два измерения. Дополнительные преимущества можно получить, измеряя соответствующими датчиками объем системы, температуру и/или скорость изменения объема системы. На фазе I определяют сжимаемость флюида в приборе, применяя рассмотренные выше методы вычислений.

Фаза II испытания начинается в момент времени 704, когда давление в приборе упадет ниже пластового давления p*. Угол наклона кривой давления меняется, что обусловлено началом поступления пластового флюида в испытательный объем. Такое изменение угла наклона определяют при помощи скважинного процессора, вычисляющего угол наклона кривой по результатам измерений, полученных за два промежутка времени в пределах одной фазы. Если бы скорость всасывания флюида поддерживалась на постоянном уровне, давление в приборе стремилось бы установиться на некотором уровне, меньшем р*.

В заданный момент времени 706 скорость всасывания увеличивают, переводя испытание в фазу III. Вследствие возросшей скорости всасывания давление в приборе снижается. По мере уменьшения давления скорость притока пластового флюида в прибор возрастает. Давление в приборе будет стремиться установиться на уровне, меньшем того, к которому оно стремилось в фазе II, поскольку скорость всасывания в фазе III больше, чем в фазе II. Когда результаты поинтервальных измерений показывают, что давление в приборе приближается к стабилизации, скорость всасывания в момент времени 708 снова уменьшают, начиная фазу IV испытания.

Затем всасывание можно замедлить или прекратить, чтобы давление в приборе начало нарастать. Когда давление начнет повышаться, угол наклона кривой поменяет знак, и это изменение дает начало фазе V (точка 710), на которой затем скорость всасывания увеличивают для стабилизации давления. О стабилизации давления судят по тому, что по результатам измерения давления наклон кривой давления становится нулевым. Затем скорость отвода поршня уменьшают, позволяя давлению в фазе VI, начинающейся в момент времени 712, вырасти до тех пор, пока оно не стабилизируется вновь. После того как давление установилось, в фазе VII, начинающейся в момент времени 714, поршень откачивающего насоса останавливают и давлению в приборе дают вырасти до тех пор, пока оно не установится на уровне пластового давления р_пл. После этого испытание закончено, и контроллер выравнивает давление в испытательном объеме 716 с гидростатическим давлением в кольцевом пространстве. Теперь прибор можно перевести в убранное положение и переместить в новое место или извлечь из скважины.

Значения установившегося давления, полученные в фазе V (начало в точке 710) и фазе VI (начало в точке 712), а также соответствующие им скорости перемещения поршня, используются скважинным процессором для построения кривой, подобной показанной на фиг.10. По дискретным результатам проведенных измерений процессор вычисляет пластовое давление р*. Затем расчетное значение р* сравнивается с измеренным пластовым давлением р_пл, полученным прибором в фазе VII (точка начала 714) испытания. Это сравнение проводится для проверки достоверности значения измеренного пластового давления р_пл, что позволяет обойтись без отдельного контрольного испытания.

Другие варианты проведения подобного испытания с применением одного или нескольких приемов рассмотренного выше способа также считаются подпадающими под патентные притязания на данное изобретение. Продолжая рассматривать фиг.11, следует отметить возможность осуществления способа в другом варианте, включающем фазы I-IV, а затем фазу VII. Этот вариант целесообразно использовать при испытании пластов пород умеренной проницаемости, когда необходимо измерить пластовое давление. В этом варианте профиль протекания фазы IV обычно несколько отличается от показанного. Фаза VII начинается, когда результаты измерений показывают, что наклон кривой давления стал практически нулевым (отрезок 709). Перед перемещением прибора в этом варианте также необходима операция 716 уравнивания давлений.

Еще один вариант осуществления настоящего изобретения предусматривает проведение фазы I (начало в точке 702), фазы II (начало в точке 704), фазы VI (начало в точке 712) и фазы VII (начало в точке 714), а также операции 716 уравнивания давлений. Этот вариант способа используется в пластах пород очень малой проницаемости или при потере герметичности пробоотборного зонда. В фазе II отклонение кривой будет не столь выраженным, как показано на графике, поэтому прямолинейный отрезок 703 фазы I, очевидно, должен пройти значительно ниже пластового давления р_пл.

На фиг.12 показан опробователь пластов на кабеле, развернутый в скважине без применения пакеров. Фиг.12 иллюстрирует осуществление настоящего изобретения с точки зрения устройства прибора или инструмента для опробования пластов, также называемого опробователем пластов. На фиг.12 дано изображение опробователя пластов, взятое из патента US 5303775 (Michaels и др.), содержание которого в полном объеме включено в данное описание в качестве ссылки. В патенте US 5303775 предложены способ и устройство, используемые при отборе пробы содержащегося в породе флюида в ненарушенном фазовом состоянии при помощи скважинного опробователя пластов для доставки этой пробы в герметичном приемном резервуаре в лабораторный комплекс. Давление в одном или нескольких размещенных в этом инструменте приемных резервуарах для проб флюида уравнено с давлением в скважине на уровне исследуемого пласта, и эти резервуары заполнены пробами пластового флюида таким образом, что при заполнении приемных резервуаров давление пластового флюида поддерживается в пределах заданного интервала, превышающего давление насыщения пробы флюида. Приемный резервуар содержит расположенный внутри свободноплавающий поршень, который делит приемный резервуар на камеру для размещения пробы и камеру уравнивания давлений, в которой поддерживается давление, действующее в стволе скважины. Приемный резервуар снабжен запорным клапаном, позволяющим поддерживать это давление пробы флюида после извлечения опробователя пласта из скважины для перевозки в лабораторный комплекс. Для компенсации уменьшения давления при охлаждении приемного резервуара и его содержимого механизм возвратно-поступательного насоса этого прибора выполнен с возможностью увеличения давления пробы до уровня, превышающего давление насыщения на достаточную величину, чтобы при любом снижении давления вследствие охлаждения давление пробы флюида не опускалось ниже его давления насыщения.

На фиг.12 приведено изображение со структурной схемой, на котором показан выполненный в соответствии с изобретением испытатель пластов, расположенный в скважине на уровне испытуемого пласта, сообщаясь своим пробоотборным зондом с породой-коллектором для проведения испытаний и получения одной или нескольких проб содержащегося в породе флюида. На фиг.12 в вертикальном разрезе показан участок скважины 10, проходящей в область горных пород 11. В скважину 10 на кабеле 12 спущен прибор 13 для взятия проб и проведения измерений (опробователь-измеритель). Этот прибор состоит из силовой гидравлической системы 14, секции 15 накопителя проб флюида и секции 16 пробоотборного механизма. Секция 16 пробоотборного механизма включает в себя избирательно выдвигающийся прижимной башмак 17, упирающийся в стенку скважины, избирательно выдвигающийся пробоотборный зонд 18 для впуска в прибор флюида, а также насос 19 двустороннего действия. При необходимости насос 19 может быть расположен и над пробоотборным зондом 18.

При проведении работ прибор 13 для взятия проб и измерений располагают в скважине 10, поднимая или спуская его на кабеле 12 посредством лебедки, на барабан которой намотан кабель 12. Когда прибор 13 войдет в зону исследуемого пласта, информация о положении прибора по глубине, получаемая от указателя 20 глубины, вводится в процессор 21 обработки сигналов и регистрирующий прибор 22. По электрическим проводам кабеля 12 в прибор 13 передаются электрические управляющие сигналы из схемы управления 23, в том числе не показанного на чертеже процессора.

По этим электрическим управляющим сигналам включается гидронасос силовой гидравлической системы 14, обеспечивающий гидравлическую мощность, необходимую для работы прибора, в частности, для перемещения прижимного башмака 17 и пробоотборного зонда 18 поперек оси прибора 13 до упора в породу 11, а также для работы насоса 19 двустороннего действия. Затем элемент для впуска флюидов, т.е. пробоотборный зонд 18, можно ввести в контакт с флюидом породы путем передачи из схемы управления 23 электрических управляющих сигналов, выборочно приводящих в действие расположенные в приборе 13 электромагнитные клапаны с целью взятия пробы флюидов, которые могут содержаться в исследуемой породе.

На фиг.13 изображен насос двустороннего действия, используемый для откачки пластового флюида в ствол скважины до получения пробы, не содержащей фильтрата, а также для закачки не содержащей фильтрата пробы флюида в приемный резервуар. На фиг.13 показана часть выполненного в соответствии с изобретением многофункционального испытателя пластов, представляющая собой схематически изображенные поршневой насос и два расположенных в приборе приемных резервуара для проб флюида. Фиг.12 и 13 взяты из патента US 5303775, где они подробно описаны.

Как видно на частичном схематическом виде в разрезе, приведенном на фиг.13, в приборе 13 для испытания пластов (испытателе или опробователе), показанном на фиг.12, расположен поршневой насосный агрегат двустороннего действия, обозначенный на фиг.13 общей позицией 24. В корпусе прибора 13 также предусмотрен по меньшей мере один, а предпочтительно два приемных резервуара 26 и 28 для проб, которые при необходимости могут иметь одинаковое исполнение. В поршневом насосном агрегате 24 имеются две противоположных камеры 62 и 64, которые через питающие каналы 34 и 36 сообщаются с соответствующими приемными резервуарами. Управление выпуском флюида из соответствующей камеры в питающий канал выбранного приемного резервуара 26 или 28 осуществляется электрическими трехпутевыми распределителями 27 и 29 или любым другим подходящим клапанным механизмом, позволяющим избирательно заполнять приемные резервуары. Как показано на чертеже, соответствующие камеры насоса могут сообщаться с породой залегающего под земной поверхностью исследуемого пласта через подающие каналы 38 и 40 камер, образованные показанным на фиг.12 пробоотборным зондом 18 и имеющие соответствующее клапанное управление. Подающие каналы 38 и 40 могут быть снабжены обратными клапанами 39 и 41, при необходимости сбрасывающими давление в камерах 62 и 64 при чрезмерном повышении давления. Потенциометр 47 для измерения параметров поступательного движения отслеживает положение поршней 58 и 60 и скорость их перемещения, на основе чего при известном размере поршневого цилиндра можно определять откачанный объем с течением времени.

На фиг.14 приведены данные анализа скорости притока флюида из пласта для трех тактов насоса, предназначенного для откачки пластового флюида. На фиг.15 представлены графики изменения давления в откачивающем насосе, давления под пакером, объемной скорости линейного перемещения поршня насоса, а также откачанного объема для трех тактов насоса для отбора проб в первом примере процесса откачки пластового флюида, прошедшего без осложнений.

На фиг.16 приведен график изменения давления в насосе в зависимости от скорости притока флюида из пласта для трех тактов насоса, охарактеризованных на фиг.14 и 15. Следует заметить, что коэффициент корреляции (R²) на фиг.16 и 14 превышает 0,99, что служит показателем хорошего согласования скорости откачки со скоростью притока флюида из пласта. На фиг.17 представлен второй пример динамики процесса откачки с графиками изменения давления в откачивающем насосе, давления под пакером, объемной скорости линейного перемещения поршня насоса, а также откачанного объема для трех тактов насоса для отбора проб во втором примере процесса откачки пластового флюида, явно осложненном.

На фиг.18 приведен график изменения давления в зависимости от скорости притока флюида из пласта для всех тактов насоса, соответствующих представленному на фиг.17 примеру, для которого коэффициент корреляции (R²) составляет всего 0,052, свидетельствуя о наличии осложнения. На фиг.19 приведен график изменения давления в зависимости от скорости притока флюида из пласта для первых двух показанных на фиг.17 тактов насоса, демонстрирующий коэффициент корреляции (R²), равный 0,9323, что указывает на хорошее качество пробы вплоть до этого момента.

Настоящее изобретение предусматривает выполнение АСПФ в конце каждого рабочего хода поршня на стороне всасывания насоса в процессе восстановления давления для определения подвижности, сжимаемости и коэффициента корреляции. Изобретение позволяет строить график изменения подвижности по времени, который можно вручить заказчику работ по опробованию пласта как показатель уверенности того, что взятая проба является целостной. По данным АСПФ строится график зависимости давления от скорости притока флюида из пласта, подобный показанному на фиг.16. Чем ближе построенный график к прямой, тем выше коэффициент корреляции. Получение коэффициента корреляции свыше 0,8 служит показателем того, что скорость откачки хорошо согласуется со способностью породы отдавать пластовый флюид.

График зависимости давления от времени позволяет установить пластовое давление Р* в результате решения уравнения P(t)=Р*-[величина, обратная подвижности]×[скорость притока из пласта]. Этот график имеет отрицательный угол наклона и пересекает вертикальную ось у, на которой отложено давление Р, в точке, соответствующей значению Р*. Обратным образом ведет себя в зависимости от скорости притока флюида из пласта подвижность. Степень приближения графика к прямой характеризует коэффициент корреляции. Если коэффициент корреляции падает ниже 0,8, это свидетельствует об осложнении процесса откачки. Изобретение позволяет выдать оператору сигнал в виде стрелки “вверх” на увеличение скорости откачки, если порода способна отдавать флюид в однофазном состоянии при большей скорости откачки, или сигнал в виде стрелки “вниз” на уменьшение скорости откачки, если скорость откачки превышает возможность породы отдавать флюид в однофазном состоянии.

Рабочие объемы камер 62 и 64 известны заранее, а положение и скорость движения поршней 58 и 60 измеряются потенциометром 47, в результате чего АСПФ проводится в конце каждого такта насоса двустороннего действия. Поскольку скорость всасывания и рабочий объем известны по положению поршня и скорости его изменения, а также по размерам камер 62 и 64, объем, в котором создается депрессия, также известен или может быть вычислен.

Справедливо утверждение, что Р_{насыщения}-Р*=-(1/подвижность) (скорость притока из пласта). Разность Р_{насыщения}-Р* представляет собой интервал давления, отделяющий пробу от перехода в двухфазное состояние. Используя АСПФ, можно определить подвижность пластового флюида, на основе чего вычисляется скорость притока из пласта, и соответствующая скорость откачки q_dd в уравнении (16) рассчитывается таким образом, чтобы согласовываться со скоростью притока из пласта, как это обсуждается ниже. Контроллер скважинного прибора автоматически регулирует скорость откачки, посылая сигналы обратной связи на управляющие гидравлические клапаны насоса, или отправляет оператору сигнал скорректировать скорость откачки таким образом, чтобы достичь оптимальной скорости откачки, согласованной с подвижностью пластового флюида.

Когда в процессе откачки поршень 58, 60 насоса двустороннего действия завершает свой рабочий ход, на стороне всасывания насоса проводится АСПФ. Прежде чем поршень 58, 60 насоса начнет перемещаться, при помощи АСПФ на основе данных о восстановлении давления пластового флюида в конце соответствующего такта насоса (рабочего хода его поршня) для откачиваемого флюида определяются сжимаемость, подвижность и коэффициент корреляции. Таким образом, предусмотренное настоящим изобретением выполнение АСПФ во время откачки позволяет при отборе однофазной пробы получать по данным потенциометра и размерам насоса точный объем, в котором создается депрессия, и скорость всасывания. Полученные путем АСПФ данные в отношении подвижности, сжимаемости и графики перепадов давления обеспечивают проверку достоверности данных опробования и гидродинамического испытания. Поэтому проведение АСПФ в процессе откачки гарантирует, что для проведения точного гидродинамического испытания и получения однофазной пробы, характеризующей пластовый флюид, используется надлежащая скорость всасывания.

В соответствии с существующим вариантом настоящего изобретения, показанным на фиг.12-19, предлагается устройство и способ для контроля откачки пластовых флюидов из нефте- и газоносных пород и обеспечения контроля качества откачки путем применения вышеописанного метода АСПФ после каждого такта насоса. АСПФ проводится на стороне всасывания насоса в процессе контроля восстановления давления пластового флюида с предусмотренным изобретением использованием АСПФ для расчета подвижности, сжимаемости, коэффициента корреляции и p* по времени. Предлагаемый в изобретении способ позволяет анализировать результаты измерений, полученные испытателем пластов на кабеле в отношении пластового давления и подвижности пластовых флюидов, путем применения вышеописанного метода АСПФ после каждого такта показанного на фиг.13 насоса двустороннего действия. С помощью испытателей пластов обычно проводят откачку пластового флюида в ствол скважины или прокачку пластового флюида, чтобы перед отбором пробы добиться отсутствия в ней фильтрата бурового раствора. Откачка флюида для получения чистой по фильтрату пробы может длиться часами. Кроме того, важным моментом является необходимость поддерживать наиболее эффективную скорость откачки, избегая таких осложнений, как забивание скважинного прибора, негерметичность пакера, вынос песка или обрушение породы. В соответствии с изобретением АСПФ проводится в отношении параметров процесса откачки с использованием известного рабочего объема камер 62 или 64 насоса двустороннего действия.

Как показано на фиг.13, АСПФ выполняется после каждого такта насоса или нескольких тактов, вместе взятых. АСПФ сопровождает один или несколько тактов поршней 58 и 60 в камерах 62 и 64 насоса двустороннего действия для определения подвижности флюида в породе, сжимаемости флюида и коэффициента корреляции. Подвижность, определенная по данным АСПФ, показывает возможность породы отдавать углеводороды. Для эффективной нефтедобычи крайне важно обеспечить соответствие способности породы отдавать содержащийся в ней флюид и приемлемой скорости откачки. Знание способности породы отдавать содержащиеся в ней углеводороды позволяет соответственно этой способности регулировать скорость откачки, либо снижая эту скорость при малой подвижности, либо увеличивая ее при высокой подвижности. Ведение откачки соответственно способности породы отдавать флюид помогает достичь эффективной откачки. Используя значение подвижности, определенное при помощи АСПФ в процессе откачки, рассчитывается максимальная скорость откачки, при которой давление в потоке пластового флюида остается выше давления насыщения или начала испарения. Принятие соответствующей скорости откачки, определенной расчетным путем, при помощи АСПФ в процессе откачки, повышает шансы взять неразгазированную пробу, находящуюся в однофазном состоянии и достоверно характеризующую коллектор.

Определение коэффициента корреляции по данным АСПФ позволяет получить показатель качества процесса откачки и наличия возможных осложнений. При откачке флюида можно столкнуться с многочисленными проблемами. Выявление признака подобной проблемы на ранней стадии дает важную возможность избежать дорогостоящего, если вообще не катастрофического, выхода из строя скважинного прибора и позволяет оператору прибора изменить скорость откачки, приостановить откачку или даже прекратить ее. В типовом варианте изобретения процессор, которым оснащен скважинный прибор, информирует оператора в отношении желательных скоростей и того, следует ли скорость откачки увеличить или уменьшить, выводя на экран для находящегося на поверхности оператора стрелки “вверх” или “вниз” или сигнал остановки откачки, либо автоматически регулирует скорость откачки или останавливает откачку для устранения при изучении выявленных при откачке осложнений.

Если процесс откачки идет без осложнений, коэффициент корреляции, определяемый путем АСПФ для серии следующих непрерывно друг за другом тактов насоса будет сравнительно высоким, т.е. свыше 0,8-0,9, но при возникновении осложнений коэффициент корреляции по данным АСПФ снова упадет. Сжимаемость, определяемая путем АСПФ, используется как показатель смены типа флюида в процессе откачки. Непрерывно отслеживая сжимаемость пластового флюида, можно быстро заметить изменение типа флюида, откачиваемого из пласта. Таким образом, если между сжимаемостью фильтрата бурового раствора и сжимаемостью пластового флюида существует значительное различие, можно относительно просто проконтролировать степень очистки породы пласта от просочившегося в нее фильтрата бурового раствора по мере того, как сжимаемость будет меняться от значения, указывающего на фильтрат бурового раствора, до значения, указывающего на пластовый флюид. Для определения степени чистоты пробы пластового флюида контролируют результаты измерений спектральной оптической плотности в ближней ИК-области в сочетании со сжимаемостью по данным АСПФ.

Как показано на фиг.12-19, в рассматриваемом варианте осуществления изобретения предлагается устройство и способ для контроля качества откачки путем проведения анализа скорости притока флюида из пласта, или сокращенно АСПФ, в динамике по времени для каждого такта насоса. Откачка может длиться часами, и ведение этого процесса наиболее эффективным образом, избегая таких осложнений, как забивание скважинного прибора, негерметичность пакера или обрушение породы, является очень важным вопросом. Настоящее изобретение предусматривает проведение АСПФ в отношении характеристик процесса откачки при известном рабочем объеме насоса. АСПФ проводится применительно к каждому такту насоса или к нескольким тактам, вместе взятым. Проведение АСПФ после одного или нескольких тактов дает подвижность флюида в породе, сжимаемость флюида и коэффициент корреляции. В соответствии с изобретением подвижность, определенная с помощью АСПФ, используется как показатель способности породы пласта отдавать содержащийся в ней флюид. В данном варианте настоящего изобретения определение способности породы отдавать флюид используется для выбора соответствующей скорости откачки, что позволяет при меньшей отдаче (например, если данные АСПФ свидетельствуют о малой подвижности) понизить скорость откачки, получая флюид с меньшей интенсивностью, либо повысить скорость откачки, если порода обладает более высокой отдачей (в случае большой подвижности), что обеспечивает повышение эффективности за счет дополнительной коррекции скорости откачки, приводящей ее в соответствие подвижности содержащегося в породе флюида. Измеряя в процессе откачки подвижность содержащегося в породе флюида с помощью АСПФ, в соответствии с изобретением можно вычислить и реализовать ту максимальную соответствующую подвижности скорость откачки, при которой давление пробы, проходящей через насос и скважинный прибор, будет превышать давление насыщения, а процесс откачки займет не больше времени, чем потребовалось бы для получения пробы при слишком медленной откачке. Шансы получить неразгазированную репрезентативную пробу повышаются, если применять максимальную скорость откачки, вычисляемую согласно изобретению с помощью АСПФ в соответствии с подвижностью флюида, в конце каждого цикла откачки насоса двустороннего действия.

Регулирование скорости откачки флюида из породы в соответствии с подвижностью флюида в этой породе оптимизирует процесс откачки за счет согласования скорости откачки с интенсивностью отдачи флюида породой. Согласование скорости откачки со способностью породы отдавать флюид гарантирует, что закачиваемая в приемный резервуар проба флюида из пласта будет оставаться в однофазном состоянии на протяжении всего процесса откачки, что достигается исключением возможности ведения откачки с интенсивностью, превышающей способность породы отдавать флюид, не позволяющим давлению в пробе флюида опуститься ниже точки насыщения. Настоящее изобретение также позволяет осуществлять контроль качества в реальном времени для выявления признаков любых осложнений по мере их возникновения и выдавать соответствующие сигналы или автоматически менять параметры откачки для минимизации неблагоприятных последствий. Степень очистки породы от загрязнений контролируют по изменению сжимаемости флюида на основе данных АСПФ. Таким образом, настоящее изобретение позволяет оптимизировать процесс откачки благодаря комплексному АСПФ в процессе откачки. Соответственно, изобретение дает выигрыш, заключающийся в получении репрезентативной пробы пластового флюида.

Метод АСПФ применительно к характеристикам откачки легко интегрируется в испытатели и опробователи пластов в качестве дополнительной функции, которую можно включить и выключить. После включения режима оптимизации процесса откачки подвижность, сжимаемость и коэффициент корреляции по данным АСПФ постоянно контролируются в реальном времени. В рассматриваемом варианте изобретение предпочтительно предусматривает следующие этапы.

Настоящее изобретение предусматривает использование АСПФ исходя из известного рабочего объема камер 62 и 64 насоса двустороннего действия или камеры насоса одностороннего действия. Метод АСПФ можно использовать в отношении одного такта насоса или сразу нескольких таких тактов, вычисляя подвижность, сжимаемость и коэффициент корреляции для соответствующего одного такта или нескольких тактов. На основе определенной по данным АСПФ подвижности флюида в породе изобретение предусматривает вычисление оптимальной скорости откачки для поддержания давления притока на уровне, превышающем давление насыщения, и информирование управляющего прибором инженера о том, следует ли изменить параметры процесса откачки для достижения оптимального давления либо автоматическую коррекцию скорости откачки для достижения оптимального давления, при котором скорость откачки согласуется со способностью породы отдавать содержащийся в ней флюид. Изобретение предусматривает непрерывное наблюдение в течение процесса откачки за подвижностью, сжимаемостью и коэффициентом корреляции, определяемыми на основе АСПФ на предмет значительных изменений вышеупомянутых величин для определения способности породы отдавать флюид или для выявления осложнений при откачке.

Метод АСПФ позволяет определять скорость притока флюида из пласта для последующего анализа. В основе этого анализа лежит следующее уравнение:

В правой части уравнения (16) второй член в скобках – (С_систV_сист(dp(t)/dt)+q_dd) – целиком представляет собой скорость притока флюида из пласта, вычисляемую путем коррекции скорости перемещения поршня (q_dd) на основе параметров и условий работы скважинного прибора. С_сист – это сжимаемость флюида в гидравлической линии прибора, а V_сист – объем гидравлической линии. G₀ – это геометрический коэффициент, а r_i – радиус пробоотборного зонда.

На фиг.15-19 используются следующие обозначения: APQK – кривая изменения давления по данным манометра насоса, фунт на кв.дюйм; APQL – кривая изменения давления по данным манометра пакера, фунт на кв.дюйм; LMP – кривая линейного перемещения поршня, изменяющего объем камеры насоса или приемной камеры для отбора проб. Указателем положения поршня насоса служит показанный на фиг.13 потенциометр 47 для измерения параметров поступательного движения. Потенциометр для измерения параметров поступательного движения используется для отслеживания как положения поршня, так и скорости его перемещения. По этой кривой, используя площадь сечения поршня насоса в сантиметрах, вычисляют объем (DDV), в котором создается депрессия, и откачанный объем (PTV). Кривая откачанного объема (PTV-BB) строится по данным, измеряемым в см³. АСПФ можно использовать при откачке с применением насоса небольшого объема, равного 56 см³, когда объем камеры насоса приведен на графике откачанного объема (PTV).

На фиг.14 в качестве примера приведены данные АСПФ при проведении откачки насосом небольшого объема. Приведенные данные включают р* 1410, подвижность 1412, сжимаемость 1414 и коэффициент корреляции 1416. Данные процесса откачки рассматривались и анализировались за каждый такт. Затем данные каждого из трех тактов 1402, 1404, 1406 были смешаны 1408. На фиг.15 показаны графики изменения использовавшихся данных процесса откачки во времени. Как показано на этой фигуре, для анализа использовалось три рабочих такта насоса небольшого объема. Результаты анализа сведены на фиг.14. Необходимо отметить, что для расчета скорости всасывания вместо объема (DDV), в котором создается депрессия, использовалась кривая откачанного объема (PTV).

На фиг.15 показаны давление 1506 в насосе, давление 1504 под пакером (гидравлической манжетой), положение 1502 поршня и откачанный объем 1508. На фиг.15 представлено изменение параметров откачки во времени за три рабочих такта насоса типа “ВВ” – с двухопорным штоком (сокр. от англ. “between bearings”) для отбора проб объемом 56 см³. На фиг.16 приведен график результатов АСПФ, характеризующих три рабочих такта, показанных на фиг.15, в совокупности. Представленная на фиг.16 динамика процесса откачки во времени характеризуется коэффициентом корреляции 0,9921, полученным для трех показанных на фиг.15 тактов.

Как показано на фиг.14, на каждом такте насоса подвижность и сжимаемость флюида изменяются, но их значения очень близки. Подвижность возрастает лишь незначительно. Результаты АСПФ, полученные для трех тактов насоса, вместе взятых, т.е. в сочетании друг с другом, фактически представляют собой значения сжимаемости и подвижности, осредненные по трем рабочим тактам. Представленный на фиг.16 график 1604 результатов АСПФ для трех тактов в совокупности демонстрирует сравнительно хорошую корреляцию полученных результатов с прямой 1602 (коэффициент корреляции 0,9921). Приведенный выше пример свидетельствует о том, что АСПФ успешно выполняется применительно к параметрам процесса откачки при использовании прибора RCI (Reservation Characterization Instrument) с насосом типа “ВВ” объемом 56 см³ и использовании кривых откачанного объема (PTV). АСПФ выполняется применительно к каждому такту либо для экономии времени вычислений может проводиться в отношении нескольких тактов, вместе взятых.

На фиг.17 показаны результаты АСПФ для нескольких тактов при осложнении процесса откачки. Как показано на фиг.17 и 18, несколько первых тактов прошли без проблем, но затем поведение давления выдает признак осложнения (например, малопроницаемый пласт, высокая вязкость или забивание скважинного прибора). На фиг.18 приведен график изменения давления в зависимости от скорости притока флюида из пласта, построенный по результатам АСПФ для всей совокупности тактов, где корреляция едва заметна, если заметна вообще (коэффициент корреляции очень мал, всего 0,03). Однако для нескольких первых тактов результат АСПФ, как это показано на фиг.19, вполне хорош: коэффициент корреляции равен 0,93, подвижность – 1040 мД/сП, а сжимаемость – 4,1×10^-4 (1/фунт на кв.дюйм). Этот пример иллюстрирует применение АСПФ в процессе откачки в качестве показателя качества выполнения откачки. Настоящее изобретение позволяет выполнять АСПФ для нескольких тактов откачки и вычислять или замечать изменение на графике данных АСПФ или в коэффициенте корреляции для выявления возможных признаков осложнений при откачке. В рассматриваемом варианте осуществления изобретение позволяет определить любое такое значительное изменение, после чего оператору направляется соответствующий запрос или сообщение, либо автоматически изменяется скорость откачки, выполняется проверка на предмет возможных осложнений, либо ввиду наступившего состояния, требующего прекращения откачки, откачка останавливается.

Давление насыщения пластового флюида или смеси пластового флюида с фильтратом можно оценить посредством скважинных испытаний флюида расширением или на основе известных данных, взятых из баз данных и представляющих коррелирующие значения. После того как путем АСПФ получена подвижность флюида в породе пласта, с помощью АСПФ вычисляется максимальная скорость откачки, позволяющая поддерживать давление при откачке на уровне, превышающем давления насыщения. Кроме того, любое значительное изменение величины сжимаемости по данным АСПФ, например на половину порядка или на порядок, подразумевает изменение типа поступающего в прибор флюида, что будет служить показателем очистки породы от загрязнений (в прискважинной зоне пласта).

В соответствии с настоящим изобретением из общего числа тактов, совершенных насосом при создании депрессии, выбираются несколько, и на основе вычисленной скорости всасывания получают данные АСПФ. Для параметров процесса откачки анализируемый интервал выбирается исходя из числа тактов насоса, а не скорости всасывания. Изобретением предусматривается проведение откачки при переменном числе тактов насоса, причем в начале процесса выбираются несколько небольших тактов, например два-три такта, с постепенным увеличением числа тактов насоса до заданного максимума, например десяти тактов, что в данном примере соответствует примерно 500 см³ откачанного флюида.

На фиг.20 схематически представлен пробоотборник. Настоящее изобретение позволяет применять АСПФ при откачке из породы пробы флюида. Выполнение АСПФ позволяет вычислять характеристику изменения сжимаемости, проницаемости и подвижности во времени. Отслеживание изменения проницаемости по времени позволяет оценить или определить степень загрязнения пробы фильтратом. Поскольку сжимаемость пластового флюида больше сжимаемости фильтрата, кривая сжимаемости неуклонно идет вниз и по мере откачки флюида из породы пласта и исчезновения примесей фильтрата во флюиде асимптотически выпрямляется на некотором стационарном значении.

Как показано на фиг.20, пластовый флюид откачивают из породы 2010 насосом 2018. Поступающий из породы 2010 флюид направляется либо к отводу 2012 в ствол скважины при прокачке флюида для очистки от загрязнений, либо в приемный резервуар 2020 для проб, обеспечивающий хранение проб в однофазном состоянии, и забирается в качестве пробы 2021, как только установлено, что в нем не содержится примесей. Настоящее изобретение обеспечивает возможность слежения за динамикой изменения сжимаемости, проницаемости и подвижности в реальном времени, что позволяет осуществлять контроль качества отбираемой пробы с тем, чтобы эта проба флюида оставалась в том же состоянии, в котором флюид находился в породе.

На стороне всасывания 2014 насоса 2018 давление падает ниже пластового давления, вызывая приток пластового флюида из породы в насос 2018. Величина понижения давления ниже пластового давления на стороне всасывания насоса задается в соответствии с настоящим изобретением. В частности, этот перепад давления задается таким образом, чтобы давление в пробе флюида не опускалось ниже давления насыщения. При определении величины перепада давления на стороне всасывания насоса исходят также из условия, что давление в пробе флюида не должно опускаться ниже давления начала осаждения асфальтенов, благодаря чему проба флюида остается в жидком состоянии, в котором флюид находился в породе пласта. Соответственно, существует первый перепад давления, который задается таким образом, чтобы давление при откачке не упало ниже давления насыщения и не началось образование пузырьков газа. Существует также второй перепад давления, который задается таким образом, чтобы давление при откачке не упало ниже давления, при котором в пластовом флюиде начинается выпадение твердых веществ, таких как асфальтены. Таким образом, использование вышеупомянутых первого и второго перепадов давления обеспечивает доставку пробы пластового флюида без фазовых изменений, связанных с образованием дополнительных газов или твердых веществ. Первый и второй перепады давления определяются давлением насыщения и давлением начала осаждения асфальтенов, полученных путем моделирования или анализа ранее полученной информации о пласте. Контроль процесса очистки проб флюида от фильтрата гарантирует, что отбираемая проба пластового флюида не содержит фильтрата или содержит его в минимальном количестве, благодаря чему состав взятой пробы пластового флюида достоверно воспроизводит состав пластового флюида, когда он содержится в породе пласта.

В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагаемый в нем способ реализован в виде набора исполняемых в компьютере команд, которые записаны на машиночитаемом носителе данных, включающем постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), компакт-диск (CD-ROM), флэш-память или машиночитаемый носитель любого другого типа, известного или неизвестного в настоящее время, и при исполнении которых компьютер реализует предлагаемый в изобретении способ.

Хотя в приведенном выше описании были рассмотрены конкретные примеры осуществления изобретения, специалисту должны быть очевидны разного рода изменения, которые могут быть внесены в рассмотренные варианты изобретения. Любые такие изменения, подпадающие под изложенные в формуле изобретения патентные притязания, рассматриваются как охватываемые приведенным выше описанием. В данном описании были довольно широко освещены примеры более важных особенностей изобретения для облегчения понимания последующего подробного описания изобретения и оценки вклада, вносимого изобретением в уровень техники. Безусловно, существуют и дополнительные особенности изобретения, которые будут описаны впоследствии и представлены в прилагающейся формуле изобретения.

Формула изобретения

1. Способ оценки скорости притока флюида из породы (218), включающий откачку флюида из породы (218) с использованием размещенного в скважине насоса (426) и измерение в процессе откачки давления флюида и откачанного объема (47) с использованием размещенных в скважине датчиков (424), отличающийся тем, что отслеживают в процессе откачки откачанный объем, оценивают скорость притока флюида на основе результатов измерений давления и объема и устанавливают скорость откачки флюида, обеспечивающую получение флюида практически в однофазном состоянии.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отслеживание откачанного объема включает отслеживание положения поршня насоса (58, 60).

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение давления флюида осуществляют путем измерения давления в гидравлической линии флюида.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что исходя из скорости притока флюида оценивают по меньшей мере один из следующих параметров: проницаемость породы для флюида, подвижность флюида и сжимаемость флюида.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что по выходу указанного параметра за заданный предел выявляют осложнение при откачке.

6. Способ по п.4, отличающийся тем, что по измерению указанного параметра с течением времени оценивают качество флюида.

7. Способ по п.4, отличающийся тем, что для результатов оценки указанного параметра определяют коэффициент корреляции и на основе этого коэффициента корреляции выявляют осложнение при откачке.

8. Способ по п.4, отличающийся тем, что наблюдают за изменением указанного параметра по времени для определения степени очистки породы от загрязнений.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что наблюдают за изменением скорости притока флюида по времени для определения того, находится ли проба пластового флюида в однофазном состоянии.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что оценивают коэффициент корреляции между скоростью притока флюида и давлением и на основе этого коэффициента корреляции регулируют скорость откачки.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что оценивают коэффициент корреляции между скоростью притока флюида и давлением и поддерживают давление флюида выше предварительного измеренного пластового давления.

12. Способ по п.11, отличающийся тем, что на основе указанной корреляции доводят скорость откачки до максимума для получения флюида в однофазном состоянии.

13. Устройство для извлечения флюида из породы, в которой проходит скважина, содержащее размещенный в скважине насос с отслеживаемым объемом для извлечения флюида и размещенный в скважине датчик (424) давления для измерения давления флюида, отличающееся тем, что оно содержит процессор (418), запрограммированный для извлечения флюида исходя из объема и давления и установления скорости откачки флюида, обеспечивающей получение флюида в однофазном состоянии.

14. Устройство по п.13, отличающееся тем, что процессор (418) позволяет изменять скорость откачки для оптимизации извлечения флюида.

15. Устройство по п.13, отличающееся тем, что оно содержит резервуар (26) для извлеченного флюида.

16. Устройство по п.13, отличающееся тем, что откачиваемый насосом из породы флюид подается этим насосом через гидравлическую линию (22) в камеру для проб флюида.

17. Устройство по п.13, отличающееся тем, что процессор (418) запрограммирован оценивать параметр, выбранный из группы, состоящей из проницаемости, подвижности и сжимаемости.

18. Устройство по п.17, отличающееся тем, что процессор (418) способен выявлять осложнение откачки при выходе указанного параметра за заданный предел.

19. Устройство по п.17, отличающееся тем, что насос способен извлекать флюид со скоростью, устанавливаемой исходя из указанного параметра с обеспечением получения флюида практически в однофазном состоянии.

20. Устройство по п.17, отличающееся тем, что процессор (418) способен выявлять осложнение откачки на основе указанного параметра.

21. Устройство по п.17, отличающееся тем, что процессор (418) способен оценивать качество флюида на основе измерения указанного параметра с течением времени.

22. Устройство по п.17, отличающееся тем, что процессор (418) запрограммирован оценивать коэффициент корреляции для оценки указанного параметра и выявления осложнения откачки на основе этого коэффициента корреляции.

23. Устройство по п.17, отличающееся тем, что процессор (418) способен контролировать изменение указанного параметра по времени для определения степени очистки породы от загрязнений.

24. Устройство по п.17, отличающееся тем, что процессор (418) способен контролировать изменение указанного параметра по времени для определения того, находится ли проба пластового флюида в однофазном состоянии.

Приоритет по пунктам:

10.03.2003 по пп.1, 2, 4-6, 8, 10-24;

23.04.2003 по пп.3, 7, 9.

РИСУНКИ